Meld. St. 11 (2021–2022)

Tilleggsmelding til Meld. St. 36 (2020 – 2021) Energi til arbeid – langsiktig verdiskaping fra norske energiressurser

Til innholdsfortegnelse

2 En sikker kraftforsyning med mer forutsigbare priser til sluttbrukerne

2.1 Innledning

I Hurdalplattformen ble det lagt frem ambisjoner for den norske kraftforsyningen, med et bredt sett av tiltak for å trygge tilgangen på kraft, og med mål om at kraftforsyningen skal gi grunnlag for industriutvikling og verdiskaping i årene framover.

I løpet av høsten 2021 utviklet de norske kraftprisene seg på en måte som man tidligere ikke har sett i de tretti årene Norge har hatt en markedsorganisering av kraftforsyningen. Også i landene rundt oss har prisene vært svært høye. Prisutviklingen på kraft gjennom høsten og vinteren har gitt en betydelig økning i strømkostnadene i Sør-Norge. Utsiktene til den videre utviklingen i 2022 tyder på at kraftprisene kan bli liggende på et høyt nivå også det kommende året, men usikkerheten er stor. Russlands militære invasjon av Ukraina har lagt ytterligere press på situasjonen i energimarkedene, og forsterker usikkerheten om utviklingen i kraftprisene i tiden framover.

Årsakene til kraftsituasjonen gjennom de ulike delene av 2021-2022 er sammensatt. De særskilte forholdene i de europeiske energimarkedene det siste året har medført økning i både gass-, kull- og CO2-priser. Dette har igjen gitt høye produksjonskostnader for kraft og bidratt til økte kraftpriser. Samtidig gjenspeiler situasjonen mer grunnleggende forhold. Energimarkedene i landene rundt oss går gjennom store endringer, og påvirkes av utviklingstrekk og hendelser internasjonalt. Dette får også virkninger for Norge, som i flere år har vært en del av det nordiske og nord-europeiske kraftmarkedet. Det siste året har en økt tilknytning til det europeiske kraftmarkedet forsterket utslagene av utviklingen i Europa.

Det norske kraftmarkedet har siden dereguleringen i 1991 vært viktig for å sikre en best mulig utnyttelse av våre felles kraftressurser, til det beste for både produsenter og forbrukere av kraft. I dette markedet har kraftprisen en sentral rolle i å sikre den løpende balansen mellom forbruk og produksjon, for å koordinere vanndisponeringen mellom svært mange magasiner, men også i å gi signaler til lønnsom utbygging av ny kraftproduksjon og til energitiltak hos sluttbrukerne av kraft.

I Norge har vi i stor grad basert vår innenlandske energiforsyning på fornybar elektrisitet, der elektrisitet brukes til langt flere formål enn i andre land. Det har gitt lave utslipp, men den høye elandelen gjør også at vi er avhengige av en sikker tilgang på kraft og at vi er sårbare for svingninger i kraftprisene. Som et resultat av en økende elektrifisering av stadig flere bruksområder inngår elektrisitet i dag i alle deler av samfunnet. Økte kraftpriser får dermed virkning i alle deler av norsk økonomi.

Regjeringen ønsker at norske sluttbrukere skal ha mulighet til forutsigbare strømutgifter, og at rikelig tilgang til rimelig fornybar energi skal være et konkurransefortrinn for norsk næringsliv. Regjeringen følger derfor opp situasjonen langs tre spor: Umiddelbare tiltak for å avhjelpe årets situasjon, en grundig gjennomgang av årsaker og risiko for liknende situasjoner med forslag til tiltak og et arbeid med å sikre en langsiktig utvikling i kraftforsyningen i tråd med våre politiske mål.

Regjeringen har i løpet av kort tid lagt fram en rekke tiltak for å redusere belastningen av de høye strømprisene. Innføringen av strømstønadsordningen har vært det viktigste enkelttiltaket for å sikre at husholdningene får større forutsigbarhet. I lys av en svært usikker situasjon i energimarkedene framover forlenges stønadsordningen til og med mars 2023. Også ordningen for jordbruk og frivillig sektor forlenges, i tillegg til at tiltak i bostøtten forlenges fra mars til mai, og i oktober og november 2022. Regjeringen foreslår også endringer i sluttbrukermarkedet, og støtte til energitiltak i husholdninger med lave inntekter. Regjeringen utreder også konkrete tiltak som skal legge til rette for et bedre tilbud av fastprisavtaler til husholdninger og næringsliv. Standardisering av kontrakter og endringer av grunnrenteskatten er blant grepene som blir utredet.

Det er behov for en bred og grundig gjennomgang av ulike sider av kraftsituasjonen, med særlig fokus på hvordan vi kan redusere sårbarheten for ekstraordinære høye kraftpriser i årene som kommer. Utredningene må følges opp med tiltak som gjør oss rustet til å møte tilsvarende perioder i de nærmeste årene. Regjeringen vil komme tilbake med oppfølging av kraftsituasjonen i statsbudsjettet for 2023.

For regjeringen har det vært viktig å finne løsninger som ikke svekker forsyningssikkerheten eller har utilsiktede prisvirkninger. Den økte usikkerheten i energi- og kraftmarkedene fram mot vinteren 2022–2023 og de kommende årene som følge av Russlands militære invasjon av Ukraina, understreker behovet for å gjøre grundige vurderinger av tiltak som kan ha virkninger for kraftsystemet i en allerede vanskelig situasjon. Den norske kraftforsyningen er væravhengig, og utviklingen framover avhenger også av temperaturer, vindforhold og tilsig. Regjeringen følger nøye med på utviklingen og har bedt NVE vurdere mulige konsekvenser for den norske kraftsituasjonen, i lys av mulige scenarioer for utviklingen framover.

På lang sikt må kraftforsyningen utvikles på en måte som gir rom for fortsatt reduksjon i fossil energibruk og økt verdiskaping. De siste årene det vært en høy utbygging av kraft, og Norge har i dag et stort kraftoverskudd i år med normale værforhold. Kraftsituasjon gjennom 2021–2022 viser at dette ikke er en garanti for lave kraftpriser, noe som underbygger behovet for et bedre kunnskapsgrunnlag om hvilke faktorer i inn- og utland som påvirker norske kraftpriser.

I årene framover forventes det økende vekst i forbruket av kraft, samtidig som utbyggingen av ny kraftproduksjon vil avta sammenliknet med situasjonen de senere årene, blant annet som følge av at konsesjonsbehandlingen av vindkraft har vært stilt i bero. Regjeringen har nedsatt en bredt sammensatt energikommisjon som skal utarbeide et grunnlag for de langsiktige energipolitiske veivalgene for Norge, og vurdere erfaringene med energiloven de siste 30 årene.

2.2 Kraftsituasjonen 2021–2022

2.2.1 Utviklingen i norske kraftpriser i 2021 og 2022

Starten på kraftåret 2021 var preget av at det i 2020 var uvanlig mye nedbør, en mild vinter og høy produksjon av vindkraft i landene rundt oss. Magasinfyllingen ved inngangen til 2021 var svært god. Som følge av kaldt vær, lite vindkraftproduksjon og høyt forbruk steg kraftprisen i Norge likevel umiddelbart ved inngangen til 2021. Første del av 2021 ble preget av en høy utnyttelse av produksjonskapasiteten i Norge og de nordiske landene, der samlet tilgang på produksjonskapasitet sett mot det høye forbruket ga flere perioder med effektknapphet. Det ble satt tre nye forbruksrekorder for kraft i Norge. I enkelttimer var kraftprisene over 6 kr per kWh.

Prisene sank noe utover våren 2021, og var på sitt laveste i starten av april, med priser på 18 øre per kWh i Sør-Norge og 10 øre per kWh i Midt- og Nord-Norge. I juli måned var forventningene til kraftprisen kommende vinter fortsatt på relativt lave nivåer, med en nordisk terminpris på rundt 40 øre per kWh for fjerde kvartal. Økonomisk oppgang etter pandemien og mindre vindkraftproduksjon enn normalt medvirket til større etterspørsel etter kull og gass og dermed økende kull- og gasspriser. Dette ga økende kraftpriser i europeiske land utover sommeren og høsten. I takt med dette steg kraftprisene i sørlige deler av Norge betraktelig. Økningen i europeiske kraftpriser sammenfalt med en periode med mindre nedbør enn normalt i den norske kraftforsyningen. Redusert tilsig og et fortsatt høyt nivå på vannkraftproduksjon medførte etter hvert til en magasinfylling godt under normalen, spesielt i Sør-Norge.

Med en fortsatt sterk økning i gassprisene, endte månedsprisene på kraft på godt over 2 kr per kWh i desember i land som Tyskland, Frankrike, Nederland og Storbritannia. I Sør-Norge ble det satt nye rekorder for kraftprisene utover høsten og vinteren. Den høyeste gjennomsnittsprisen for en sammenhengende uke i Norge ble registrert i uke 51 og var på 153 øre per kWh. For denne uken var prisen på 258 øre per kWh i Sør-Norge (NO1, NO2 og NO5) og 48,3 øre per kWh i Midt- og Nord-Norge (NO3 og NO4). Den til da høyeste prisen i en enkelttime fant sted 21.12.2021, med en kraftpris på 613 øre per kWh i Sør-Norge.

Prisforskjellene mellom sørlige og nordlige deler av landet startet ved inngangen til sommeren og forsterket seg utover 2021, jf. figur 2.1. Den største prisforskjellen mellom de ulike landsdelene var i uke 51 med en prisforskjell over uken på over 2 kroner per kWh mellom sørlige og nordlige deler av landet. Prisforskjellene mellom områdene har i stor grad vedvart gjennom vinteren og utover første kvartal av 2022.

Figur 2.1 Utvikling i kraftpris fra 1.1.2021 fram til i dag. Gjennomsnittlige dagspriser på kraft for de ulike norske prisområdene (øre/kWh).

Figur 2.1 Utvikling i kraftpris fra 1.1.2021 fram til i dag. Gjennomsnittlige dagspriser på kraft for de ulike norske prisområdene (øre/kWh).

Kilde: NVE, Nord Pool.

Gjennomsnittlig kraftpris sett for landet som helhet endte på rundt 61 øre per kWh i 2021. Dette er den høyeste prisen som er registrert gjennom et år. Sist gang prisen på kraft var i nærheten av dette nivået var i 2010, da den gjennomsnittlig kraftprisen ble 55 øre per kWh (konsumprisjustert). Til sammenligning var gjennomsnittsprisen på kraft i Norge i perioden 2010–2020 på 331 øre per kWh.

I Sør-Norge endte den gjennomsnittlige kraftprisen for 2021 på om lag 76 øre per kWh. Til sammenligning var den gjennomsnittlige kraftprisen i Midt- og Nord-Norge på rundt 39 øre per kWh. Ifølge en undersøkelse gjennomført for Energi Norge2 var kraftprisen i Nord-Norge (NO4) den laveste i Europa i 2021. Kraftprisene i Midt- og Nord-Norge var enkelte uker betydelig nærmere prisene i Sør-Norge mot slutten av 2021. Dette skyldtes kaldt vær i tillegg til lav vindkraftproduksjon i de nordlige prisområdene i Norden.

Langt mer vindkraft har blitt produsert i Norden og Europa i starten av 2022 sammenlignet med fjoråret. Dette, sammen med en relativ mild vinter i både Norden og Europa, ga noe lavere priser gjennom de første månedene av året sammenlignet med de høyeste nivåene i slutten av 2021.

Russlands militære invasjon av Ukraina har ført til raskt stigende priser på gass og kull. I takt med dette har strømprisene i både Tyskland og Storbritannia mangedoblet seg i løpet av kort tid. Dette har også gitt utslag på norske kraftpriser, først og fremst i Sør-Norge, jf. figur 2.1. I en enkelttime har prisene i Sør-Norge vært oppe i 653 øre per kWh, noe som er ny rekord. I mars ble det også satt ny norsk prisrekord for en måned, med en gjennomsnittspris på 187 øre per kWh i Sør-Norge. Strømprisen i Nord-Norge har imidlertid holdt seg stabil, og på noenlunde samme nivå som før Russlands militære invasjon av Ukraina.

Også europeiske land har hatt rekordhøye kraftpriser i mars. De to prisområdene i Danmark hadde gjennomsnittlige månedspriser på kraft på henholdsvis 216 og 224 øre per kWh, og Tyskland og Nederland hadde priser på henholdsvis 240 øre per kWh og 249 øre per kWh. Den høyeste kraftprisen for mars måned var i England, med en gjennomsnittlig pris på 286 øre per kWh.

Per 5.april er kraftprisen hittil i år for landet som helhet i gjennomsnitt på 87 øre per kWh, men fortsatt med et betydelig skille mellom de nordlige og sørlige prisområdene. I Sør-Norge har kraftprisene så langt i 2022 vært 152 øre per kWh, mens nordlige deler av landet har hatt en gjennomsnittspris på 21 øre per kWh.

2.2.2 Årsaker til høye kraftpriser i Norge

Kraftprisene gjennom 2021 og 2022 avviker fra utviklingstrekk vi har sett tidligere, både når det gjelder nivået på og varigheten av de høye kraftprisene og når det gjelder prisforskjellene i ulike deler av landet. Normalt er det relativt små prisforskjeller mellom Norges fem prisområder. I tillegg har kraftprisene gjennom natten og helgene vært høyere enn normalt. Økte energipriser i globale energimarkeder, en mer integrert kraftforsyning, vær- og tilsigsforhold og nettbegrensninger innenlands er alle medvirkende årsaker til denne utviklingen.

Norges utgangspunkt med en fornybar og væravhengig kraftforsyning og et temperaturavhengig forbruk av kraft har gitt opphav til variasjoner i de norske strømprisene fra år til år, og mellom sesonger og uker. I perioder har dette også gitt prisforskjeller mellom ulike landsdeler. Væravhengigheten er en grunnleggende egenskap ved den norske kraftforsyningen, og vil trolig prege kraftforsyningen også framover.

Figur 2.2 Perioder med høye kraftpriser siden energiloven, priser i øre/kWh (historiske priser oppgitt i 2021-kroner).

Figur 2.2 Perioder med høye kraftpriser siden energiloven, priser i øre/kWh (historiske priser oppgitt i 2021-kroner).

Kilde: Nord Pool.

I tiden etter innføringen av energiloven har det vært flere perioder med høye kraftpriser, for eksempel 1996, 2002–2003 og 2009–2011. Felles for disse årene er at de i stor grad har vært utløst av lengre perioder med svikt i tilsiget til vannkraftsystemet, som til dels også har sammenfalt med andre hendelser i Norge eller Norden. Eksempler på dette er utfall av kjernekraft i Sverige eller redusert tilgjengelighet på overføringsforbindelser mellom de nordiske landene. I slike perioder har økte kraftpriser gitt viktige signaler om knapphet på kraft i det norske kraftsystemet, både til forbrukere og produsenter. Siden sist periode med høye kraftpriser har både det norske, nordiske og europeiske kraftsystemet gått gjennom store endringer.

Kraftprisene gjennom 2021–2022 skyldes ikke i første rekke knapphet på kraft i Norge, men en kombinasjon midlertidige og varige utviklingstrekk i kraftmarkedene i landene rundt oss. Samtidig har ulike forhold i det norske kraftsystemet også hatt betydning for hvordan dette har slått ut i kraftprisene innenlands.

Høye energipriser i globale energimarkeder og et europeisk kraftsystem i omstilling

Sammenkoplingen mellom den norske kraftforsyningen og det europeiske kraftmarkedet gjør at de grunnleggende forholdene i de europeiske energimarkedene påvirker Norge, og særlig prisområdene i Sør-Norge.

Figur 2.3 Utviklingen i produksjonskostnader i gass- og kullkraftverk 2021–2022, øre/kWh.

Figur 2.3 Utviklingen i produksjonskostnader i gass- og kullkraftverk 2021–2022, øre/kWh.

Kilde: NVE

Europa har de siste årene satt seg ambisiøse mål for reduksjon av klimagassutslipp og energiomstilling som har konsekvenser for energimarkedene, jf. kapittel 3.2. Dette påvirker kraftmarkedet på kort og lang sikt.

Det europeiske kraftmarkedet har på få år gjennomgått store endringer. Det er bygget ut betydelig fornybar, men uregulerbar kraftproduksjon, og kraftforsyningen er mer væravhengig enn for få år siden. Samtidig har en stor andel av den regulerte, væruavhengige produksjonskapasiteten blitt faset ut. En følge av dette er at europeiske gasskraftverk har fått en viktigere rolle som en regulerbar og prissettende produksjonsteknologi, etter hvert som bl.a. kjernekraft og kull er tatt ut av produksjon. De rekordhøye gassprisene i 2021, jf. kap. 3.1, har dermed fått stort gjennomslag i europeiske kraftpriser. Situasjonen har blitt forsterket av værforholdene, som i lengre perioder har gitt lavere vindkraftproduksjon enn normalt, og større etterspørsel etter gasskraftproduksjon. Etter en nedgang i begynnelsen av 2022 har Russlands militære invasjon i Ukraina medført økende priser på gass og kull. Dette har fått direkte utslag i høyere produksjonskostnader for kraft i det europeiske kraftmarkedet, som har slått ut i økte kraftpriser i Europa og i Sør-Norge.

I samme periode har prisen på CO2-utslipp økt kraftig, en utvikling som har pågått gjennom de siste årene. I 2020 lå kvoteprisen på rundt 25 Euro per tonn. I tiden etter dette har kvoteprisene gradvis økt, blant annet som følge av enigheten om et forsterket klimamål i EU i slutten av 2020. Kull- og gassprisen påvirker også prisen på CO2-utslipp. Ved ekstraordinært høye gasspriser er det mer lønnsomt å produsere kullkraft, og dette bidrar til å presse kvoteprisene opp. Prisen på CO2-utslipp nådde nesten 100 Euro per tonn i februar 2022, og ligger rundt 80 Euro per tonn per uke 13.

Den videre utviklingen i, og varigheten av, situasjon i Ukraina gir betydelig usikkerhet om utviklingen i det europeiske kraftmarkedet i tiden framover. Tiltakene som vurderes gjennomført for å gjøre seg uavhengig av russisk gass, jf. kap. 3.2 eller ulike tiltak for å påvirke sluttbrukerprisene jf. boks 2.1, kan påvirke utviklingen i europeiske kraftpriser. Denne situasjonen kan også medføre endringer i europeiske lands planer om videre utfasing av kull- og kjernekraft, for eksempel ved at enkelte kraftverk holdes i beredskap.

Ny kraftproduksjon i Europa vil likevel i stor grad være vindkraft på land og til havs, og solkraft. Uten økt tilgang på regulerbar produksjon, lagringskapasitet eller fleksibilitet som kan utjevne store variasjoner i kraftproduksjonen, vil værforholdene i stadig større grad gi store utslag på krafttilgangen i de europeiske landene. Perioder med knapphet på kraft og høye priser i våre nærområder vil også påvirke norske kraftpriser.

En mer integrert kraftforsyning

Norge er i dag koblet til det nordiske og europeiske kraftmarkedet gjennom 13 overføringsforbindelser til andre land på transmisjons- og regionalnettsnivå. Den første utenlandsforbindelsen kom på plass i 1960 og transporterte strøm mellom Norge og Sverige. Siden den gang har gradvis flere overføringsforbindelser kommet til. Utenlandsforbindelsene har gitt Norge mulighet til å eksportere og tjene på overskuddskraft, og importere kraft når vi har hatt høyere kraftpriser enn landene rundt oss. I tidligere år med knapphet på kraft og høye kraftpriser i Norge har tilgangen på import gitt økt forsyningssikkerhet, jf. kraftsituasjonen i 2002-2003 og i 2011.

I 2021 fikk Norge en sterkere kopling mot utlandet gjennom to nye utenlandskabler til Tyskland og Storbritannia. Kablene har en samlet kapasitet på 2 800 MW. På grunn av flaskehalser internt i Tyskland er det i perioder begrenset eksportkapasitet på kabelen mellom Norge og Tyskland. Kabelen mellom Norge og Storbritannia ble satt i prøvedrift 1. oktober 2021. Etter planen skulle kabelen vært i full drift ved årsskiftet, men på grunn av tekniske problemer ble den driftet på redusert kapasitet fram til 15. mars.

Økt overføringskapasitet til Europa gjør at norske kraftpriser påvirkes sterkere av forholdene i det europeiske kraftmarkedet. Særlig har situasjonen i det europeiske kraftmarkedet gjennom 2021–2022 gitt utslag i økte kraftpriser i Sør-Norge, der overføringskablene til europeiske land er plassert. Virkningene på kraftprisene i dette området kan ha blitt forsterket av samtidige overføringsbegrensninger innenlands og redusert importkapasitet fra Sverige og Danmark.

Spørsmålet om hvordan norsk krafteksport påvirker de norske kraftprisene skal utredes, jf. kap. 2.3.3. Virkningen vil variere avhengig av tilgjengelig overføringskapasitet, den løpende situasjonen i kraftmarkedene i landene rundt oss, så vel som forholdene i det norske kraftsystemet, som temperaturer og hydrologisk situasjon. Vurderingen av prisvirkningene avhenger derfor av forutsetninger og metode. Statnett publiserte i mars 2022 en rapport med vurderinger av hvordan kraftkablene til Tyskland og Storbritannia påvirket de norske kraftprisene i 2021. Ifølge Statnett var den gjennomsnittlige prisvirkningen moderat det første halvåret av 2021, men økende utover høsten og vinteren i takt med betydelig prisøkning på kraft i det europeiske kraftmarkedet.

Prinsippet for kraftflyten på utenlandsforbindelsene er at kraften skal gå fra det landet som har lavest pris til det landet som har høyere pris. Dette kan variere fra time til time, og mellom forskjellige forbindelser til forskjellige land. Som oftest er prisen i Europa høyere enn i Norge, og følgelig vil kraften flyte dit. Ved høy uregulerbar produksjon i Europa, eller ved knapphet på kraft i Norge, kan den europeiske prisen være lavere enn den norske. Da kan Norge importere rimeligere kraft fra utlandet og spare vann i magasinene.

Gjennom 2021 var Norge nettoimportør av kraft i uke 5, 10, 13, 14 og 52 og nettoeksportør i de resterende ukene. Importen av kraft til Norge kom hovedsakelig fra Sverige, Danmark og Tyskland, der Sverige stod for den største andelen, jf. tabell 2.1. I tillegg ble det importert noe fra Storbritannia, Finland, Nederland og Russland. Norge eksporterte kraft til alle landene vi har forbindelser til, utenom Russland hvor det ikke er eksportmuligheter.

Totalt i 2021 var importen på om lag 8 TWh og eksporten i overkant av 25 TWh, noe som er ny eksportrekord. Norges samlede nettoeksport var 17,6 TWh. Dette er 2,9 TWh lavere enn i 2020 som var et våtår i kraftforsyningen, men 5,2 TWh høyere enn gjennomsnittet de siste fem årene. I april 2021 ble det satt ny importrekord med 6 004 MWh importert elektrisitet til Norge i løpet av en time.

Så langt i 2022 har nettoeksporten vært 3,5 TWh (t.o.m. uke 12). Til sammenligning hadde Norge en nettoeksport i 2020 og 2021 på henholdsvis 0,7 og 2,9 TWh i samme periode. Hittil i år har Norge kun vært nettoimportør av kraft gjennom én uke (uke 7). I januar og februar i år ble det produsert mye vindkraft i Norden, Tyskland og Storbritannia. Dette resulterte i at Sør-Norge var nettoimportør av kraft i ukene 3–7.

Tabell 2.1 Oversikt over kraftutveksling med utlandet i 2021 (TWh).

Forbindelse

Import (TWh)

Eksport (TWh)

Fra Sør-Norge (NO1, NO2 og NO5)

Sverige

2,3

3,2

Danmark

1,7

8,2

Nederland

0,3

3,6

Tyskland

1,1

4,4

Storbritannia

0,02

1,5

Fra Nord-Norge (NO3 og NO4)

Sverige

2,1

3,9

Finland1

0,02

0,3

Russland2

0,03

0

1 Det gis ikke egen kapasitet til Finland til markedet. Denne kapasiteten inngår i tallene for Sverige

2 Statnett har kun konsesjon for import over ledningen til Russland

Krafthandelen mellom land oppstår når det er ulik pris på strømmen i de ulike landene. Prisforskjellen utgjør det som kalles flaskehalsinntekter. Flaskehalsinntektene tilfaller eierne av kraftforbindelsene. For Norges del betyr det Statnett. Norsk andel av flaskehalsinntektene på overføringsforbindelsene mot utlandet i 2021 er beregnet til 4,2 mrd. kroner. I Norge bidrar Statnetts andel av flaskehalsinntektene i sin helhet til reduksjon av tariffgrunnlaget i transmisjonsnettet. Det gjør at nettleien blir lavere enn den ellers ville ha vært. Basert på høye inntekter fra blant annet utenlandshandel har Statnett nå redusert nettleien til forbrukerne med nærmere 4 mrd. kroner.

Værforhold og tilsigssvikt

Høsten 2020 ga store tilsig til det norske vannkraftsystemet, og fyllingsgraden i norske magasiner var i flere uker over maksimum fyllingsgrad målt de siste 20 årene. Ved inngangen til 2021 var fyllingsgraden i norske magasiner på 78 pst., om lag 11 pst. over normalen. Utover vinteren og våren ble det som normalt tappet fra magasinene og fyllingsgraden sank, men var fortsatt over normalen. I starten av mai startet vårsmeltingen for alvor, og fyllingsgraden økte fram til midten av juni. Utover siste halvdel av juni flatet fyllingsgraden ut og var ved utgangen av måneden under normalen, for første gang på et år.

Normalt stiger fyllingsgraden fra et bunnpunkt rundt månedsskiftet april/mai, før vårsmeltingen, til et toppunkt i midten av september. Slik var ikke utviklingen i norsk magasinfylling i 2021. Fra midten av juni til slutten av september var tilsigene til norske magasiner lave og under normalen i samtlige uker. Enkelte uker var tilsigene på det laveste nivået målt de siste 20 årene. Sammen med et høyt nivå på kraftproduksjonen bidro dette til at samlet norsk fyllingsgrad ble redusert til 63 pst. i midten av september. Dette er mer enn 20 pst. under normal fyllingsgrad og 30 pst. under nivået på samme tid i 2020. Fyllingsgraden var lav særlig sør, øst og vest i landet. På sørøst-landet var magasinfyllingen under laveste målte nivå de siste 20 år. I Midt- og Nord-Norge var fyllingsgraden rundt normalen.

Kaldere vær og mindre tilsig bidro til ytterligere nedgang i fyllingsgraden de siste to månedene av året. Oppstart av North Sea Link (NSL), som går mellom Sør-Norge og Storbritannia, i oktober og svært høye priser på kontinentet bidro til høy vannkraftproduksjon og mye eksport ut av Sør-Norge. Ved utgangen av året var fyllingsgraden nær historisk minimum i denne delen av landet. I Sørvest-Norge (NO2), hvor mye av utvekslingskapasiteten er, falt fyllingsgraden med rundt 40 prosentpoeng i 2021. Dette tilsvarer rundt 12 TWh produksjon. Nord- og Midt-Norge (NO4 og NO3) hadde fyllingsgrad nær median ved utgangen av året.

Gjennomsnittlig tilsig til det norske vannkraftsystemet som kan nyttiggjøres til kraftproduksjon har vært 129,7 TWh mellom 2001 og 2020. I 2021 var tilsiget om lag 114 TWh, noe som er 15–16 TWh lavere enn gjennomsnittet mellom 2001 og 2020. De ulike tilsigsårene har imidlertid stor variasjon i tilsigene innad i året. Dette kan gi opphav til ulik magasindisponering og produksjon i de enkelte år.

Tilsigene så langt i 2022 har vært rundt normalt i sør og noe over normalt nord i landet. Samlet norsk magasinfylling er per uke 12 på 29,1 pst., dette er 9,5 prosentpoeng under normal magasinfylling. Energiinnholdet i magasinene per uke 12 tilsvarer 25,3 TWh. Fyllingsgraden i deler av Sør-Norge er fortsatt på et lavt nivå, særlig i Sørvest-Norge (NO2) og Vest-Norge (NO5). Per begynnelsen av april er det mindre snø enn normalt i sørlige deler av Norge (NO1, NO2 og NO5). Generelt vil nettoeksport gi høyere kraftproduksjon og dermed raskere nedtrapping av vannmagasinene. Ved fortsatt høye kraftpriser i våre naboland vil man få nettoeksport av kraft ut fra sørlige Norge også gjennom sommeren. At vi i tillegg går inn i en ny fyllingssesong med lavere vannmagasiner enn normalt øker sannsynligheten for lav fyllingsgrad i sørlige Norge ved inngangen av neste vinter. Hvordan det faktisk blir vil være avhengig av nedbør gjennom sommeren og høsten.

Betydningen av nettbegrensninger i Norge og Norden

Kraftprisutviklingen i ulike deler av landet har vært påvirket av begrensninger i overføringsnettet innenlands og mot andre land. Midt- og Nord-Norge har i mindre grad blitt påvirket av utviklingen i de europeiske kraftprisene. Dette skyldes at utenlandsforbindelsene mot kontinentet og Storbritannia er tilknyttet Sør-Norge, og at Midt- og Nord-Norge i stor grad har blitt skjermet for prissmitten på grunn av nettbegrensninger mellom de sørlige og nordlige landsdelene internt i Norge. Samtidig har magasinfyllingen i Midt- og Nord-Norge vært god. Likevel har disse landsdelene også opplevd høye pristopper i perioder, da månedsprisen for desember endte på 61 øre per kWh.

Prisforskjellene mellom nord og sør i Norge påvirkes også av begrensninger i kapasiteten mellom nord og sør i Sverige. Det norske og det svenske nettet er tett sammenkoblet, og kapasiteten nord-sør i Sverige er mye høyere enn kapasiteten nord-sør i Norge. Det innebærer at det meste av flyten fra nord til sør i Norden skjer gjennom Sverige. Kapasiteten i strømnettet mellom Norge og Sør-Sverige har vært begrenset i store deler av 2021, og dette har redusert mulighetene for import fra Sør-Sverige til Sør-Norge. I tillegg har det siden 2019 vært en feil på overføringskablene mellom Norge og Danmark, som gjennom 2021 medførte redusert importkapasitet til Norge.

2.2.3 Virkningen av høye priser for husholdninger og norsk økonomi

Energibruken i norske husholdninger består i stor grad av elektrisitet. Norske forbrukere av strøm bruker i gjennomsnitt fire–fem ganger så mye elektrisitet som europeiske strømbrukere, som i større grad bruker andre oppvarmingsalternativ. I løpet av de siste årene har husholdningenes mulighet for å bytte oppvarmingskilde endret seg. Oljefyrt oppvarming er blitt utfaset. Samtidig har flere husholdninger installert varmepumper, fjernvarme er blitt mer utbredt og muligheten for mer fleksibel styring av strømforbruket har økt. Mange husholdninger har fortsatt mulighet til å fyre med ved. Alternativer til elektrisk oppvarming vil imidlertid i de fleste tilfeller kreve betydelige investeringer. Slik sett er mulighetene til å finne alternativer for å unngå høye kraftpriser begrenset på kort sikt.

Etter dereguleringen av kraftmarkedet var Norge et av de første landene i verden som åpnet for konkurranse i engrosmarkedet for strøm, i en tid hvor svært mange land hadde regulerte strømpriser. I en situasjon med stor overkapasitet i den norske kraftforsyningen ga dette mange år med svært lave priser på kraft. Over årene har det vært enkelte perioder med høye priser, jf. figur 2.2, i hovedsak som følge av variasjoner i værforholdene i Norge og Norden.

De økte strømkostnadene i 2021 og 2022 påvirker husholdninger ulikt avhengig av forbruk. Norge har om lag 2,5 mill. husholdninger, der forbruket avhenger av antall medlemmer i husstanden, størrelsen og alderen på boligen, og hvor i landet boligen er plassert. I gjennomsnitt øker kraftforbruket med høyere inntekt, men høyt kraftforbruk er ikke nødvendigvis sammenfallende med høy inntekt. Økte strømutgifter kan dermed ramme enkelte husholdninger mer enn andre. En stor familie i et eldre hus i kalde strøk vil bruke mer energi enn en familie i et godt isolert og energieffektivt hus.

Kraftforbruket er høyest om vinteren og utslaget av økte kraftpriser på strømutgiftene er størst i vintermånedene. En estimert forbruksprofil for en gjennomsnittlig strømkunde viser at om lag 64 pst. av årsforbruket skjer mellom oktober og mars. Januar er måneden med høyest forbruk, med om lag 12,5 pst. av årsforbruket.

I snitt har kraftprisene i Sør-Norge vært 138 øre per kWh fra oktober 2021 til og med mars 2022, tilsvarende en sluttbrukerpris på om lag 231 øre per kWh. I samme tidsperiode har kraftprisene i Midt- og Nord-Norge vært 30,8 øre per kWh i snitt, noe som tilsvarer en sluttbrukerpris på nivå med snittet de siste 10 årene. Sluttbrukerprisen består av kraftpris, nettleie, elavgift, merverdiavgift og påslag på nettleien som er øremerket Klima- og energifondet (Enova-avgiften). I tillegg kommer betaling for elsertifikater.

Gjennom vinterhalvåret 2021/2022 har en gjennomsnittlig husholdning på Østlandet med et årlig forbruk på 20 000 kWh hatt strømutgifter på om lag 22 650 kroner (inkl. 7 250 kroner i strømstønad). Dersom man legger snittprisen mellom 2010 og 2020 på 333 øre per kWh til grunn, ville en husholdning med samme forbruk hatt strømutgifter på 13 500 kroner. Dette er anslag og vil variere fra husstand til husstand. For husholdninger i Midt- og Nord-Norge har ikke strømutgiftene vært uvanlig i snitt, selv om det periodevis har vært høye priser, særlig i desember.

Det er ikke bare husholdninger som har fått økte kostnader som følge av høye strømpriser. Også næringslivet får en stor del av energien fra elektrisitet. Økte strømkostnader kan dermed påvirke prisene på en rekke andre varer og tjenester. Økningen i strømprisene har bidratt til økt inflasjon i norsk økonomi det siste året. Konsumprisindeksen (KPI) fra februar 2021 til februar 2022 gikk opp med 3,7 pst. Strømprisene inkludert nettleie bidro til å trekke opp KPI med 0,9 prosentpoeng, ifølge SSB.

Det aller meste av norske kraftverk er eid av staten og kommunene. De store overskuddene gir høye inntekter både til staten, vertskommunene og til kommuner som eier kraftprodusenter. Disse pengene går til å finansiere velferdssamfunnet. Slik sett er Norge bedre stilt enn mange av våre naboland, gjennom at kraftinntektene også kommer fellesskapet til gode, både nasjonalt og i lokalsamfunnene. Kloke politiske beslutninger og hjemfallsretten sørger for dette. Situasjonen med høye gasspriser har også gitt grunnlag for rekordhøye inntekter fra eksport av norsk gass i 2021, jf. kap. 3.

I oppfølgingen av kraftsituasjonen 2021–2022 skal det gjøres en mer grundig utredning av betydningen for ulike sluttbrukerne og norsk økonomi av de høye kraftprisene, jf kap 2.3.3.

2.3 Tiltak for en sikker tilgang på kraft for alle

2.3.1 Innledning

Årets kraftsituasjon har medført store og uforutsette utgifter til strømbrukere i Sør-Norge. I motsetning til tidligere år med høye kraftpriser er ikke hovedårsaken knapphet på kraftproduksjon innenlands, men i stor grad hendelser utenfor Norge. Samtidig kan forhold i den norske kraftforsyningen påvirke hvilke utslag dette får for norske kraftpriser, og risikoen for liknende situasjoner framover. På lang sikt vil utviklingen i forbruk, produksjon og nettutvikling bety mye for utviklingen i kraftprisene i ulike deler av Norge.

Regjeringen vil føre en energipolitikk som bygger på at tilgang til rikelig med fornybar energi skal være et konkurransefortrinn for norsk industri og bidra til positiv samfunnsutvikling.

Regjeringen følger derfor opp årets kraftsituasjon langs tre spor.

  • Redusere strømutgiftene: Den umiddelbare situasjonen møtes med kraftfulle tiltak for å redusere byrdene av de høye strømprisene for norske forbrukere

  • Løsninger for tilsvarende situasjoner i årene framover: Det gjøres en grundig gjennomgang av årsaker og risiko for liknende kraftsituasjoner de kommende årene, med utredning av mulige langsiktige tiltak.

  • Styrke Norges langsiktige kraftforsyning: Det arbeides med å styrke den langsiktige kraftforsyningen gjennom flere tiltak som skal gi en trygg, rimelig og rikelig tilgang på kraft

2.3.2 Kraftfulle tiltak for håndtering av økte strømutgifter

Selv om det tidligere har vært kortere og lengre perioder med høye kraftpriser i Norge, har det ikke eksistert generelle ordninger som skal avhjelpe økte strømutgifter. Ettersom de høye kraftprisene vedvarte i Sør-Norge utover høsten 2021 iverksatte regjeringen, sammen med Stortinget, økt utbetaling av bostøtte i november, og styrket utbetalingen i desember. Tiltaket dekket behovet for å gi umiddelbar støtte til særlige sårbare husholdninger. I tillegg vedtok Stortinget å øke rammetilskuddet til kommunene med 100 mill. kroner i 2021 og 300 mill. kroner i 2022 for å dekke økte utbetalinger av sosialhjelp som følge av høye strømpriser.

Figur 2.4 Figuren viser estimert strømregning for en gjennomsnittlig norsk husstand i Sør-Norge med årlig forbruk på 20 000 kWh, med og uten stønad for mars måned.

Figur 2.4 Figuren viser estimert strømregning for en gjennomsnittlig norsk husstand i Sør-Norge med årlig forbruk på 20 000 kWh, med og uten stønad for mars måned.

I desember 2021 la regjeringen fram forslag til en midlertidig lov om stønad til husholdninger som følge av ekstraordinære strømutgifter (strømstønadsloven) (Prop. 44 L (2021–2022) og Prop. 45 S (2021–2022)). Den midlertidige ordningen skal hjelpe folk i hele landet med å håndtere ekstraordinære strømutgifter gjennom vinteren. Ordningen gir husholdningene stønad når gjennomsnittlig elspotpris på kraft i prisområdet husholdningen tilhører overstiger 70 øre per kWh for en måned. Ved en månedlig gjennomsnittspris på over 70 øre per kWh dekker staten en prosentandel av kraftprisen over dette nivået. Husholdningene får stønad til et strømforbruk opp til 5 000 kWh av sitt månedlige forbruk per målepunkt. Ordningen gjelder fra desember 2021 til og med mars 2022. I januar 2022 ble det besluttet å oppjustere stønadsgraden fra 55 pst. for desemberforbruket til 80 pst. for januar, februar og mars (Prop. 50 S (2021–2022) og Prop. 50 L (2021–2022)).

Olje- og energidepartementet fastsatte 21. januar 2022 en forskrift om stønad til husholdninger med fellesmålt forbruk. Boligselskaper, som i forskriften er definert som eierseksjonssameier, borettslag, boligaksjeselskaper og ikke-seksjonerte boligsameier, ble dermed inkludert i strømstønadsordningen. Utvidelsen av ordningen er beregnet å koste om lag 300 mill. kroner, jf. Prop. 55 S (2021–2022).

De totale utgiftene gjennom stønadsordningen fra desember 2021 til og med mars 2022 er beregnet til om lag 9,2 mrd. kroner. For månedene desember, januar og februar er det så langt utbetalt om lag 6 mrd. kroner til husholdningene gjennom stønadsordningen. Strømstønaden utgjør en viktig reduksjon i husholdningenes strømutgifter når kraftprisene er som høyest. Figur 2.4 viser estimert strømregning for en gjennomsnittlig husstand under varierende forutsetning om kraftprisen for mars måned, med og uten strømstønadsordningen.

Figur 2.5 viser strømutgiftene samt hvor mye strømstønad en gjennomsnittlig norsk husstand med 20 000 kWh i årsforbruk har fått gjennom vinteren. Dette er sammenlignet med januar 2019, som et eksempel på en relativ normal vintermåned.

*Beregnet for en gjennomsnittlig norsk husstand i Sør-Norge med et årsforbruk på 20 000 kWh. Nettleie er beregnet for husholdninger i prisområde NO1. Elavgift for desember var 16,67 øre/kWh og 8,87 øre/kWh for januar til og med mars. Beregning for januar 2019 er KPI-justert til 2021-kroner.

På bakgrunn av oppdaterte vurderinger av kraftsituasjonen framover, fremmet regjeringen et forslag til Stortinget om å forlenge strømstønadsordningen for husholdninger, slik at strømforbruk fra og med desember 2021 til og med mars 2023 omfattes. Det ble anslått at en forlengelse av strømstønadsordningen for husholdninger vil innebære at statens samlede utgifter til stønadsordningen øker til totalt 22,5 mrd. kroner, fordelt med 16,6 mrd. kroner som anslås utbetalt i 2022 og 5,9 mrd. kroner som anslås utbetalt i 2023, jf. Prop. 70L (2021–2022) og Prop. 77 S (2021–2022). Det er stor usikkerhet knyttet til anslaget.

Figur 2.5 Eksempel på strømutgifter og stønad vinteren 2021–2022, samt utgifter fra januar 2019. Kroner.

Figur 2.5 Eksempel på strømutgifter og stønad vinteren 2021–2022, samt utgifter fra januar 2019. Kroner.

Ved behandling av Prop. 58 S (2021–2022) vedtok Stortinget at ordningen med stønad til husholdningene som følge av ekstraordinære strømutgifter også skulle gjelde for jordbruks- og veksthusnæringen. Formålet er å bidra til at norsk matproduksjon og norsk produksjon i veksthus opprettholdes på tross av ekstraordinære utgifter til strøm. Kompensasjonsordningen for landbruk er stort sett basert på de samme rammene som stønadsordningen for husholdningene. For primærprodusenter i jordbruket er det satt et forbrukstak på 20 000 kWh per måned per foretak. Som følge av at det er stor variasjon i størrelsen på produksjoner innen veksthusnæringen, er det ikke hensiktsmessig å ha noen maksgrense på forbruk for hvert enkelt veksthusforetak. Det er i Prop. 56 S (2021–2022) anslått at ordningen vil koste om lag 500 mill. kroner. Regjeringen har foreslått å forlenge ordningen for jordbruk og veksthus til ut mars 2023. Gjeldende bevilgning på 500 mill. kroner forventes å dekke behovet i 2022.

De høye strømprisene har skapt store utfordringer for svært mange lag og foreninger. Regjeringen opprettet en egen tilskuddsordning for frivillige organisasjoner i kommuner med en gjennomsnittlig månedspris på kraft på over 70 øre per kWh. Organisasjonene mottok etter søknad til kommunene et engangstilskudd til økte utgifter etter om lag samme modell som i strømstønadsordningen for husholdninger. Stortinget bevilget 250 mill. kroner for perioden desember 2021–mars 2022, jf. Prop. 58 S (2021–2022). For perioden april 2022–mars 2023 har regjeringen foreslått en bevilgning på 230 mill. kroner og foreslår videre at Lotteri- og stiftelsestilsynet skal overta forvaltningen av ordningen, jf. Prop. 77 S (2021–2022).

Stønadsordningen for strøm kom i tillegg til en rekke andre tiltak. Allerede i Prop 1 S Tillegg 1 (2021–2022) i november 2021 vedtok Stortinget etter forslag fra regjeringen en omlegging av elavgiften for å redusere belastningen for sluttbrukere av strøm. For vintermånedene januar til og med mars ble det innført en egen, lavere avgiftssats som er 8 øre per kWh lavere enn i 2021 (prisjustert). For april – desember reduseres avgiften med 1,5 øre per kWh (prisjustert). Dette er en avgiftsreduksjon på henholdsvis 47 pst. i vintermånedene, og ni pst.-resten av året, sammenlignet med 2021 (prisjustert).

Stortinget bevilget i tillegg etter forslag fra Regjeringen økt bostøtte, økte overføringer til kommunene for merutgifter til økonomisk sosialhjelp på 400 mill. kroner, støtte til studentene på 3 000 kroner, hvor alt kommer som stipend og økt bevilgning til Enova, hvorav 100 mill. i 2022 skal gå til energitiltak som kan gi lavere strømregninger i kommunale boliger.

I forbindelse med komitébehandlingen av Prop. 70 L (2021–2022) og Prop. 77 S (2021–2022) har regjeringspartiene og SV kommet til enighet om at det skal være stønadsordninger for høye strømpriser fram til mars 2023. Det skal forhandles om eventuelle endringer i ordningene som kan bidra til energisparing og styrket sosial profil. Inntil eventuelle endringer, er det enighet om at stønadsgraden for forbruk i oktober til desember 2022 økes fra 80 til 90 pst. Denne endringen vil øke utgiftene til strømstønadsordningen for husholdninger med om lag 0,5 mrd.

Boks 2.1 Om tiltak i andre land for å avhjelpe høye strømutgifter

Den ekstraordinære situasjonen knyttet til høye energipriser er et aktuelt tema i mange EU-land. Europakommisjonen la fram en verktøykasse for tiltak høsten 2021 som skal sørge for at medlemslandene har en koordinert tilnærming for å beskytte de som er mest utsatt for de høye energiprisene. Som et umiddelbart tiltak for å beskytte forbrukere og bedrifter foreslo Europakommisjonen akutt inntektsstøtte for forbrukere, for eksempel gjennom delvis betalinger av energiregninger, godkjenning av midlertidig betalingsutsettelser av energiregninger, sikkerhetstiltak for å unngå frakobling til strømnettet, midlertidige, målrettede reduksjoner i skattesatsene for utsatte husholdninger og bistand til selskaper eller næringer i tråd med EUs regler for statsstøtte.

Langsiktige tiltak for å motvirke volatilitet i energiprisene er også EU-landene opptatt av. Noen av forslagene som har vært fremmet er strategiske lagre av naturgass, og felles innkjøp av naturgass. Andre forslag knytter seg til å revurdere mekanismen for handel av kvoter i EUs klimakvotesystem, og å reformere prismekanismen for det europeiske energimarkedet.

Sverige og Danmark har begge foreslått flere tiltak for å dempe strømutgiftene til folk. Disse er vesentlig mindre omfattende enn de norske ordningene. Den svenske regjeringen har foreslått en modell som kompenserer husholdninger ut ifra hvor stort strømforbruket deres er for månedene desember, januar og februar. Utbetalingen skal skje automatisk fra kundens strømnettselskap. Den svenske støtteordningen gir et maksimalt støttebeløp på 2000 kroner per måned, og det er anslått at om lag 35 pst. av husholdningene vil få en grad av kompensasjon for økte strømutgifter. Ordningen er nylig forlenget ut april måned. I Danmark har regjeringen foreslått å bevilge 100 mill. DKK til kommunene som følge av økte utgifter til blant annet personlige godtgjørelser for pensjonister og kontantstøttemottakere som rammes av strømprisøkningen. Samtidig har den danske regjeringen inngått en avtale med dansk fjernvarme om utjevning av fjernvarmeregningene.

Det er kjent at enkelte land i større grad har regulert sluttbrukerprisen på gass og elektrisitet enn det som har vært vanlig i Norge og Norden. Dette gjelder blant annet land som Frankrike, Spania, Portugal og Storbritannia. Tiltakene som er aktuelle i ulike EU-land må ses på bakgrunn av at sammensetningen og fordelingen av energibruken i husholdninger og næringsliv kan være svært ulike fra Norge.

Utsiktene til energi- og kraftprisen i de europeiske landene utover 2022 er usikker, og sterkt preget av hvordan utviklingen i Ukraina vil påvirke situasjonen framover. Allerede før Russlands militære invasjon av Ukraina var energiprisene i Europa rekordhøye. Europakommisjonen la derfor i mars fram en oversikt over flere nye tiltak som skal avhjelpe forbrukere og bedrifter, og som kan iverksettes på nasjonalt nivå eller EU-nivå. Tiltakene inkluderer muligheten for prisregulering, omfordeling av ekstraordinær profitt i energisektoren og støtte til selskaper som er berørt av de høye energiprisene, innenfor EUs statsstøtteregler. I tillegg vil kommisjonen vurdere utformingen av elektrisitetsmarkedet, samt se på alle mulige alternativer for å beregne smitteeffekten av gassprisen på strømprisen. EU ønsker å gjøre seg uavhengig av fossil energi fra Russland, noe som vil ha vidtrekkende konsekvenser for EUs energipolitikk framover, jf kap. 3.2.

2.3.3 Redusere risikoen for høye kraftpriser de kommende årene

I løpet av de to siste årene har den norske kraftforsyningen gått gjennom en periode med rekordlave priser på kraft, der negative priser for første gang ble registrert i Norge sommeren 2020, og en periode med svært høye kraftpriser gjennom 2021–2022. Denne typen svingninger kan ha uheldige utslag for både konsumenter og produsenter av kraft.

Hvordan kraftprisene vil utvikle seg de kommende årene avhenger av prisnivået på gass, kull og CO2, men også den løpende utviklingen i værforholdene i Norge og i våre naboland. Per begynnelsen av april er det mindre snø enn normalt i sørlige deler av Norge. Dette, sammen med utsiktene til fortsatt høye kraftpriser i våre naboland, øker sannsynligheten for lav fyllingsgrad i sørlige Norge ved inngangen av neste vinter. Usikkerheten er forsterket av situasjonen i Ukraina, med risiko for at et allerede presset energimarked kan bli ytterligere strammet til, jf. kap. 3.1. Dette gir økt usikkerhet om perspektivene for norske kraftpriser og utviklingen i kraftmarkedet inneværende vinter, så vel som de kommende årene.

Regjeringen følger nøye med på situasjonen og har bedt NVE vurdere mulige konsekvenser for den norske kraftsituasjonen, under ulike scenarioer for utviklingen framover.

Framtidsmarkedene for kraft tilsier at norske kraftpriser vil vedvare på et høyt nivå framover, særlig i sørlige deler av landet. Framtidsprisene for den nordiske systemprisen for kraft ligger per 5. april på 67 og 87 øre per kWh for henholdsvis tredje og fjerde kvartal 2022. Ser man på prisutsiktene for Sør-Norge4 ligger de på 118 øre per kWh for tredje kvartal og 125 øre per kWh for fjerde kvartal 2022.

De kommende årene ligger det an til at situasjonen med prisforskjeller mellom sør og nord i Norge, og på tilsvarende måte i Sverige, vil opprettholdes som følge av et økende kraftoverskudd i nord og nettbegrensninger mot sør både på svensk og norsk side. For Midt- og Nord-Norge ligger prisutsiktene2 på 18 og 27 øre per kWh for henholdsvis tredje og fjerde kvartal 2022.

Selv om de tiltakene som er innført reduserer konsekvensene av de høye kraftprisene, krever situasjonen i kraftmarkedet videre oppfølging. Regjeringen har derfor startet arbeidet med en gjennomgang av årets kraftsituasjon med sikte på å komme tilbake til Stortinget i statsbudsjettet for 2023. Samtidig foreslår regjeringen tiltak i sluttbrukermarkedet og støtte til energitiltak i husholdninger med lave inntekter som skal bedre grunnlaget for norske forbrukere i møte med perioder der kraftprisene er høye. Regjeringen utreder også konkrete tiltak som skal legge til rette for et bedre tilbud av fastprisavtaler til husholdninger og næringsliv. Standardisering av kontrakter og endringer av grunnrenteskatten er blant grepene som blir utredet.

En bred og grundig gjennomgang av kraftsituasjonen

Regjeringen følger opp kraftsituasjonen 2021–2022 med en grundig og bred gjennomgang. Gjennomgangen skal vurdere årsakene til årets situasjon, og risikoen for at liknende situasjoner kan oppstå igjen. I arbeidet skal det blant annet utredes hvordan norsk krafteksport påvirker norsk forsyningssikkerhet og norske strømpriser, slik regjeringen varslet i Hurdalsplattformen.

Det er stort behov for kunnskap om hvilke sammenhenger som gjelder i kraftmarkedet de nærmeste årene, blant annet om hvordan endringene i kraftmarkedene rundt oss og vår tilknytning til disse markedene påvirker norsk kraftforsyning. Norge har de siste årene hatt en høy utbygging av kraft, og har et kraftoverskudd i år med normale værforhold. Årets kraftsituasjon viser at dette ikke er en garanti for lave kraftpriser, og underbygger behovet for økt kunnskap om nye sammenhenger i kraftmarkedet.

Nettbegrensningene mellom nord og sør i Norge, og langt større utvekslingskapasitet mot utlandet i sørlige deler av landet, kan bety at tiltak i energipolitikken vil virke annerledes enn tidligere. Det skal vurderes i hvilken grad begrensninger i overføringskapasiteten internt i Norge og til våre naboland har bidratt til årets kraftsituasjon, og hvordan det kan påvirke utviklingen framover.

Energimarkedene i Europa er i stor endring, og det skal gjennomføres en omfattende omstilling til fornybar produksjon de neste tiårene. Uten en tilsvarende utvikling i og tilgang på tilstrekkelig fleksibel kraftproduksjon og lagringskapasitet kan det oppstå lange perioder med ubalanse i kraftmarkedet. Med bakgrunn i Russlands militære invasjon av Ukraina har EU også satt seg høye ambisjoner om betydelig reduksjon i importerte volum fra Russland allerede innen utgangen av dette året. Dette vil også ha virkninger for kraftmarkedene i Europa.

Regjeringen vil utrede hvordan utviklingen i det europeiske kraftmarkedet de kommende årene kan påvirke norsk kraftforsyning, i lys av ulike forutsetninger om Europa og situasjonen i norsk kraftforsyning. Også energikommisjonen skal vurdere hvordan den langsiktige utviklingen i det europeiske kraftmarkedet vil påvirke norsk kraftforsyning.

Etter gjennomgangen av kraftsituasjonen, vil regjeringen ha dialog med Storbritannia og EU om import og eksport med hensyn på vår nasjonale forsyningssikkerhet. Regjeringen ønsker dialog med våre samarbeidspartnere for å skape felles forståelse av hvordan man kan håndtere spørsmål om forsyningssikkerhet i krevende kraftsituasjoner. Norge har etablerte fora for energidialog med Storbritannia og EU, og regjeringen vil bruke eksisterende samarbeidsmekanismer til å ta opp Norges bekymringer. Regjeringen vil ikke godkjenne nye mellomlandsforbindelser i denne stortingsperioden.

Regjeringen vil vurdere hvordan kraft som nødvendighetsvare og innsatsfaktor i industri og næringsliv påvirker effektene av høye priser hos forbrukerne, sammenliknet med andre varer. Det er særlig viktig å gjennomgå hvilke muligheter forbrukere har til å tilpasse forbruket eller å ta i bruk alternativer til elektrisitet ved en situasjon med høye kraftpriser.

Regjeringen vil vurdere tiltak som kan redusere sårbarheten for ekstraordinært høye kraftpriser til norske forbrukere i årene framover. Flere tiltak for å bøte på de høye strømprisene har allerede blitt foreslått og debattert. Vurderingene vil inkludere flere av de foreslåtte tiltakene, som krav til magasinfylling, makspris på strøm, begrensninger i eksport, statlig innkjøp av kraft og andre forslag som har vært fremmet gjennom høsten og vinteren. Det er samtidig viktig å sikre at kraftmarkedet ivaretar de grunnleggende funksjoner i å sikre den løpende balansen mellom tilbud og etterspørsel, konkurranse mellom ulike tilbydere av kraft og at prisen gir riktige signaler om lønnsomheten ved investeringer i ny kraftproduksjon og i å gjennomføre tiltak på etterspørselssiden, som energieffektivisering.

Som en del av dette arbeidet vil regjeringen også evaluere erfaringene med stønadsordningene som er innført. I boks 2.2 redegjøres det for foreløpige erfaringer med stønadsordningen.

En viktig bakgrunn for innretningen på den midlertidige stønadsordningen til husholdningene var at den skulle være treffsikker, rask å iverksette og enkelt satt opp. Ordningen administreres av nettselskapene og er basert på deres automatiserte kundesystemer. I praksis innebærer dette en form for prisregulering til denne kundegruppen, fordi staten går inn og dekker en del av prisen over et visst nivå. Hvilke effekter strømstønadsordningen har på insentivene for å investere i energieffektiviseringstiltak vil være en del av den varslede evalueringen.

Hvis det skulle innføres en generell ordning som dekker alt kraftforbruk vil dette være en langt mer omfattende ordning som ville kreve grundig vurdering i forkant. Det er viktig å bevare leverandørenes insentiver til å konkurrere på pris, og forbrukernes insentiver til å sette seg inn i priser og ulike kraftkontrakter. Det er også viktig at kundenes insentiver til å gjøre energieffektive valg på kort og lang sikt ikke svekkes. En generell ordning til alle sluttbrukere må også vurderes ut ifra Norges EØS-rettslige forpliktelser. Relevante momenter vil her være ordningens varighet, begrunnelse, målgruppe og forholdsmessighet.

Gjennomgangen av kraftsituasjonen vil skje i Olje- og energidepartementet og NVE, ved hjelp av eksterne ekspertutredninger og ved å trekke på brede kompetansemiljøer og ulike deler av kraftsektoren. Arbeidet starter umiddelbart, med delleveranser fra eksterne ekspertvurderinger fram til sommeren. Regjeringen vil komme tilbake til Stortinget i statsbudsjettet for 2023 om oppfølgingen av dette arbeidet, og med en vurdering av tiltak.

Boks 2.2 Foreløpige erfaringer med strømstønadsordningen

Det er Reguleringsmyndigheten for energi (RME) som forvalter strømstønadsordningen for husholdninger, jf. strømstønadsloven § 3. Ordningen gjelder husholdningsforbruk. RME opplyser at de ikke har grunn til å tro at det gis støtte til andre formål. I enkelte tilfeller vil det være boliger med både husholdningsforbruk og næringsforbruk bak et målepunkt. Dersom størsteparten av forbruket går til husholdningsformål, skal det utbetales støtte til kunden. I slike tilfeller vil det utbetales noe støtte til næringsforbruk, men dette vil begrenses av taket på 5 000 kWh per måned. Det vil derfor ikke være snakk om betydelige summer.

Etter RMEs vurdering har det blitt utarbeidet gode rammer for hvordan nettselskapene skal vurdere hvorvidt en kunde er berettiget støtte eller ikke. Dersom nettselskapene er i tvil i en vurdering kan de ta kontakt med RME. RME har mottatt noen få slike henvendelser, noe som tilsier at det er få tvilstilfeller totalt. Ved uenighet mellom nettselskap og nettkunde om rett til å bli omfattet av ordningen, kan nettkunden bringe saken inn for avgjørelse hos RME. RME har så langt kun fått et fåtall slike saker til avgjørelse.

Dersom nettselskapene oppdager at kunder som ikke er berettiget støtte likevel har fått utbetalt støtte, kan de ta kontakt med RME. RME har per nå ikke mottatt noen slike henvendelser. Dersom nettselskapene oppdager at de har utbetalt støtte til noen som ikke er rettmessige mottakere, kan RME fatte vedtak med krav om tilbakebetaling. Dette har ikke blitt gjort så langt.

RME kontrollerer også fakturaene som nettselskapene sender til RME. RME kontrollerer utbetalt støtte registrert på hver faktura mot data fra Elhub, og kan på den måten vurdere om støtten utbetales til de som har rett på den. Så langt har det blitt fanget opp noen få feilregistreringer. Det er for eksempel kunder som er plassert i feil kundegruppe. Nettselskapene har da blitt bedt om å sende korrigert faktura til RME med riktig grunnlag for støtte.

RMEs erfaring er at det generelt sett er lite misbruk av støtteordningen.

Gjennomgang av prissikringsmekanismer i de finansielle markedet

En forutsetning for et velfungerende marked er at det finnes gode prissikringsmuligheter for både kjøpere og selgere av strøm. Kraftmarkedet er preget av stor prisrisiko, med markedspriser som varierer fra time til time, dag til dag, og år til år. For aktørene er slike muligheter viktig for å håndtere risiko, og sikre framtidige kostnader og inntekter. Dette skjer gjennom egne markeder og finansielle avtaler for prissikring av kraft.

Den nordiske systemprisen på kraft har lenge fungert som en referansepris for prissikringsproduktene på børsen. I 2021–2022 har det vært betydelige prisforskjeller mellom de ulike prisområdene i Norge og Norden. Som følge av dette har flere aktører i kraftmarkedet pekt på at den nordiske systemprisen har mistet mye av sin verdi som referansepris for prissikring. For å kunne tilby bedrifter og husholdninger gode fastprisprodukter er det derfor viktig for kraftleverandørene i kraftmarkedet at det underliggende markedet for prissikring forbedres.

Regjeringen utreder konkrete tiltak som skal legge til rette for et bedre tilbud av fastprisavtaler til bedrifter og forbrukere. Et relevant tiltak er å tilrettelegge for standardiserte, enkelt sammenlignbare avtaletyper. Kunder som har en økonomi som ikke tåler store svingninger i strømprisene og andre som ønsker forutsigbarhet for strømutgiftene sine, bør ha mulighet til å sikre seg gjennom fastprisavtaler som er forståelige og lette å skille fra andre typer avtaler. Kraftbransjen har uttalt at en endring av grunnrenteskatten, slik at unntaket fra spotmarkedspris utvides til å omfatte produksjon levert til nærmere bestemte fastprisavtaler, vil kunne føre til bedre fastprisavtaler i sluttbrukermarkedet for strøm, både for bedrifter og forbrukere. Strømleverandørene skal tilby standardiserte fastprisavtaler til sluttbrukerne med et maksimalt prispåslag på den fastprisen leverandørene betaler til kraftprodusentene. Regjeringen vil utrede en slik endring, og sende et ut høringsnotat så snart som mulig, med sikte på behandling i Stortinget i løpet av høstsesjonen 2022 og innføring fra 1. januar 2023. Regjeringen jobber også med ytterligere tiltak for et mer velfungerende sluttbrukermarked for strøm.

I arbeidet med gjennomgangen av kraftsituasjonen 2021–2022 vil regjeringen også gjennomgå prissikringsmulighetene i det finansielle markedet, herunder få vurdert hvordan de finansielle markedene fungerer i dag og mulighetene kraftleverandørene har til å prissikre seg, slik at det blir enklere for kraftleverandørene å tilby fastpriskontrakter.

Boks 2.3 Om sluttbrukermarkedet for kraft

I sluttbrukermarkedet er det den enkelte sluttbruker som inngår avtale om kjøp av kraft fra en fritt valgt kraftleverandør. Strøm er et homogent produkt, og det er ikke mulig å skille ulike kraftleveranser fra hverandre. Det som skiller kraftleverandørene fra hverandre er derfor strømavtalene de tilbyr, og de konkurrerer på både pris og avtalevilkår.

På oppdrag fra RME har Oslo Economics utarbeidet en rapport om «tiltak for et effektivt sluttbrukermarked for strøm», som ble publisert i starten av 2021. Rapporten konkluderer blant annet med at kundene i sluttbrukermarkedet for strøm mangler informasjon for å orientere seg i markedet og gjøre rasjonelle valg.

Forbrukerrådet forvalter prissammenligningstjenesten for strømavtaler www.strompris.no. Alle forbrukere har mulighet til å benytte tjenesten til å finne den strømavtalen som passer dem best. Generelt kan sluttbrukeren velge mellom tre hovedtyper strømavtaler: Fastprisavtaler, avtaler basert på elspotprisen med påslag (spotprisavtale) og såkalte variabel pris avtaler. Fastprisavtaler er avtaler med en fast pris per kilowattime over en avtalt periode. Spotprisavtaler er en avtale hvor prisen følger markedsprisen på strøm (elspotprisen) i prisområdet kunden tilhører, pluss påslag. Variabel pris avtaler er avtaler med en fast pris per kilowattime fram til kraftleverandøren varsler endring i prisen etter gjeldende regelverk for varsling.

Som tabellene 2.2, 2.3 og 2.4 viser har de fleste norske husholdninger kontrakter som følger bevegelsene i markedsprisen for kraft. For næringsliv- og industrikunder er bildet mer sammensatt. Større industrivirksomheter dekker sitt kraftbehov gjennom en sammensatt portefølje av kontrakter, for eksempel langsiktige kraftavtaler, direkte kjøpsavtaler med produsenter (PPA) eller gjennom prissikring i det finansielle markedet.

Tabell 2.2 Oversikt over kontraktstyper i sluttbrukermarkedet, husholdninger.

Kontraktstyper for husholdninger, 4. kvartal 2021

Fordeling av kontraktstyper (pst.)

Nye fastpriskontrakter, inntil 1-års varighet

1,1

Nye fastpriskontrakter, over 1-års varighet

0,4

Eldre fastpriskontrakter

2,0

Kontrakter tilknyttet elspotprisen

74,5

Variabel pris kontrakter

21,9

Kilde: SSB

Tabell 2.3 Oversikt over kontraktstyper i sluttbrukermarkedet, tjenesteytende næringer.

Kontraktstyper for tjenesteytende næringer, 4. kvartal 2021

Fordeling av kontraktstyper (pst.)

Nye fastpriskontrakter

1,9

Eldre fastpriskontrakter

3,5

Kontrakter tilknyttet elspotprisen

89,2

Variabel pris kontrakter

5,4

Kilde: SSB

Tabell 2.4 Oversikt over kontraktstyper i sluttbrukermarkedet, industri unntatt kraftintensiv industri1

industri unntatt kraftintensiv industri, 4. kvartal 2021 industri, 4. kvartal 2021

Fordeling av kontraktstyper (pst.)

Nye fastpriskontrakter

0,9

Eldre fastpriskontrakter

3,3

Kontrakter tilknyttet elspotprisen

92,8

Variabel pris kontrakter

3,0

1 Kontrakter for kraftintensiv industri vises ikke på SSB sine sider av konfidensialitetshensyn.

Kilde: SSB

Tiltak for et mer velfungerende sluttbrukermarked

Regjeringen arbeider med langsiktige tiltak for å legge til rette for et velfungerende sluttbrukermarked for strøm og lavest mulig priser for sluttbrukerne.

Reguleringsmyndigheten for energi (RME) og Forbrukertilsynet ble gjennom tildelingsbrevene for 2021 gitt i oppdrag å opprette en arbeidsgruppe for å vurdere ulike tiltak og eventuelt fremme forslag til regelverksendringer for å sikre et mer velfungerende og effektivt sluttbrukermarked. RME og Forbrukertilsynet oversendte sine foreløpige anbefalinger til Olje- og energidepartementet og Barne- og familiedepartementet sommeren 2021. I mai 2021 ba Stortinget, gjennom tre anmodningsvedtak (Innst. 394 S (2020–2021)), regjeringen om forenkling av strømmarkedet til det beste for forbrukerne.

Olje- og energidepartementet og Barne- og familiedepartementet har vurdert innspillene fra tilsynene og vil som et første tiltak foreslå forslag til endringer i forskrift om kraftomsetning og nettjenester og prisopplysningsforskriften. Formålet med endringene er å skjerpe kravene til hvilken informasjon sluttbrukeren skal få både i forbindelse med markedsføring og på fakturaen. Forskriftsendringene vil dermed bidra til et mer velfungerende sluttbrukermarked.

Regjeringen vil i tillegg vurdere flere løsninger som kan forbedre sluttbrukermarkedet for strøm. Regjeringen vil blant annet vurdere tilgang til prisinformasjon og annen relevant informasjon, markedsføringsregelverket, sanksjonsmuligheter, ordningen knyttet til leveringspliktig kraftleveranse, separat fakturering av nett og kraft, kommunikasjonsforum mellom bransjen og tilsynsmyndighetene og felles klage- og informasjonsportal.

God informasjon om eget sluttforbruk

Innføringen av avanserte måle- og styringssystemer (AMS) og Elhub er og har vært en viktig del av moderniseringen av strømnettet i Norge. Elhub ble satt i drift i februar 2019, og er en felles sentral for å motta, bearbeide og distribuere måleverdier i Norge. Formålet med Elhub er mer effektiv og nøytral informasjonsutveksling mellom kraftleverandører og nettselskaper, bedre tilgang til egne data for forbrukerne, mulighet for tredjeparter til å utvikle nye energitjenester og mer effektiv balanseavregning.

AMS-målere gir strømkunder bedre informasjon om eget strømforbruk og mer nøyaktig avregning, som kan gi strømkundene grunnlag for mer effektiv energibruk. Innføringen av AMS legger også til rette for at nettselskapene kan drifte og dimensjonere nettet mer effektivt. Per 1. januar 2021 er det installert AMS-målere i 98 pst. av målepunktene i distribusjonsnettet.

Regjeringen er opptatt av at strømkunder enkelt skal kunne ha et aktivt forhold til strømforbruket sitt, og vil følge med på forbrukernes mulighet til å ta i bruk ny teknologi for å styre forbruket sitt.

Tiltak for energioppgradering for husholdninger med lave inntekter

De høye strømprisene er særlig krevende for husholdninger med lave inntekter. Husholdninger med lave inntekter har i større grad høy boutgiftsbelastning enn befolkningen som helhet. De rapporterer oftere om utfordringer med boforholdet sitt, slik som fukt og råte, trangboddhet og støy.5 De har også oftere problemer med å holde boligen passe varm og med å betale strømregningen, selv når strømprisen er normal.6

Det blir hvert år gjennomført mange energioppgraderingstiltak, blant annet byttes det vinduer og etterisoleres for flere mrd. kroner i året, og det selges årlig over 100 000 luft-luft varmepumper. Dette er teknologisk modne løsninger, som de fleste med tilgang til noe investeringskapital eller tilgjengelige midler kan ta i bruk uten støtte. Slike tiltak reduserer behovet for strøm til oppvarming og gir lavere strømutgifter over tid. Mange energioppgraderingstiltak er likevel relativt kostbare, og for husholdninger med forholdsvis lave inntekter er energioppgraderingstiltak en særlig stor investering. For leietakere er mulighetene til å gjøre energitiltak også begrenset av at de ikke eier boligen selv.

Regjeringen er opptatt av at husholdninger med lave inntekter også skal ha mulighet til å få energioppgradert sine boliger. I februar 2022 lanserte regjeringen derfor en ordning på 100 mill. kroner gjennom Enova, der kommuner kan søke om støtte til energitiltak i kommunale boliger. Enova legger opp til å støtte forhåndsvalgte tiltak basert på kjente løsninger, noe som vil gjøre det enkelt å søke og følge opp tilsagn om støtte.

Enova har over mange år hatt en viktig innsats rettet mot energitiltak hos husholdninger. I dag er det satt av 400 mill. kroner årlig til klima- og energitiltak hos husholdninger og forbrukere i Enovas styringsavtale. Dette er en økning på 100 mill. kroner fra forrige regjering, som følge av regjeringspartienes budsjettforlik med SV. Norske strømforbrukere betaler om lag 690 mill. kroner i året til Klima- og energifondet og Enova gjennom påslag på nettariffen. Husholdningene står for om lag 400 mill. kroner av dette. I februar lanserte Enova en rekke nye tiltak. Blant annet økt støtte til solcellepanel, støtte til smart strømstyring, smarte varmtvannsberedere, og kartleggingsstøtte til borettslag og boligsameier.

Kartleggingsstøtten skal gi grunnlag for konkrete anbefalinger om smarte energi- og klimatiltak, inkludert tiltak for reduserer energibehov, effektbehov eller klimagassutslipp, og muligheten for lokal kraftproduksjon. Dersom det etter kartleggingen signeres kontrakt om gjennomføring av kartlagte tiltak kan man få opptil 50 pst. mer i kartleggingsstøtte.

Enova er et spesialverktøy for å bidra til senfase teknologiutvikling og tidlig markedsintroduksjon. Dette er reflektert også i Enovas innsats overfor husholdninger og forbrukere. Støtte fra Enova skal avlaste risiko og kostnader for de som er først ute med å teste nye løsninger. Det er viktig at noen går foran for at alle andre i neste omgang skal ha bedre og billigere teknologier å velge mellom. Når teknologier blir modne, må andre virkemidler ta over. Støtte til modne løsninger i modne markeder kan fort resultere i økte priser som i stor grad kommer forhandlere til gode. Støtten kan også ende opp med å favorisere «feil» løsninger ved at potensielt bedre løsninger som ikke støttes blir relativt dyrere. Mye av støtten vil dessuten gå til de som gjennomfører tiltak allerede.

Regjeringen mener det er hensiktsmessig at Husbanken får ansvar for å støtte energitiltak for husholdninger med lave inntekter, og legger opp til å gi Husbanken et slikt oppdrag i 2023. Husbanken iverksetter regjeringens boligsosiale politikk gjennom økonomiske virkemidler som bostøtte, tilskudd og lån. Husbanken legger også til rette for kunnskapsutvikling og kompetanseoverføring til kommuner, frivillig sektor, byggsektoren og andre. Husbanken forvalter i dag flere ordninger som eventuelt kan suppleres med støtte til energitiltak til husholdninger med lave inntekter. Blant annet gir Husbanken lån og tilskudd til utleieboliger, lån til boligkvalitet, tilskudd til tilstandsvurdering, og lån og tilskudd til studentboliger.

Regjeringen vil fra 2023 gi Husbanken i oppdrag å støtte energitiltak for husholdninger med lave inntekter. Det legges opp til å finansiere ordningen gjennom å overføre av midlene øremerket husholdninger og forbrukere fra Enovas årlige bevilgning til Husbanken fra 2023. Regjeringen vil komme tilbake til Stortinget i statsbudsjettet for 2023 med forslag til hvordan midlene kan benyttes.

Oppfølging av situasjonen med overføringsbegrensninger i Norge og Norden

Statnett har ansvaret for drift og utvikling av det sentrale overføringsnettet for strøm i Norge. Dette gjelder både internt i regioner, mellom regioner og til landene rundt oss. Annet hvert år publiserer Statnett en nettutviklingsplan som beskriver driverne for utviklingen av kraftsystemet, pågående utbyggingsprosjekter og planlagte tiltak framover.

I Statnetts nettutviklingsplan 2021 presenterer Statnett blant annet flere planlagte forsterkninger i nettet mellom Midt-Norge og Sør-Norge som vil bidra noe til å redusere prisforskjellene mellom nord og sør i Norge. Statnett har tatt investeringsbeslutning på spenningsoppgradering mellom Sogndal og Aurland og arbeider for at ledningen kan settes i drift i løpet av 2025. For å øke kapasiteten internt i Midt-Norge planlegger Statnett å bygge en ny forbindelse mellom Åfjord og Snilldal, samt spenningsoppgradere nettet mellom Surna og Viklandet. I tillegg planlegger de forsterkninger mellom Sogndal og Modalen, gjennom Gudbrandsdalen og mellom Fåberg og Oslo, men gjennomføringen av disse ligger lenger fram i tid. Statnett har kommunisert at de vil vurdere planene for nettforsterkninger mellom nord og sør i Norge nøye. Nye tiltak må konsesjonssøkes hos energimyndighetene. Det meste av flyten fra nord til sør i Norden skjer gjennom Sverige. Det vil ifølge Statnett være viktig med økt kapasitet i det svenske kraftnettet for å redusere prisforskjellene mellom nord og sør. Innføringen av flytbasert markedskobling er et nordisk tiltak som vil redusere prisforskjellene. Planen er at dette innføres i 2023. Prisforskjellene framover vil påvirkes både av utviklingen i produksjon, forbruk og nettforsterkninger både på norsk og svensk side.

På grunn av fysiske forhold i nettet går strømmen mellom nord og sør i Norge tidvis i motsatt retning av det prisene tilsier, altså fra områder med høy pris til områder med lav pris. Grunnet fysiske forhold går den største delen av kraftflyten fra nord til sør i det svenske nettet. Dermed kan det oppstå situasjoner der kraft flyter mot prisretningen nordover i Norge og deretter sørover i det svenske nettet. Statnett vurderer å installere styrbare komponenter, for eksempel fasevridende transformatorer. Slike styringskomponenter kan gjøre at Statnett kan «tvinge» kraftflyten til å gå i en bestemt retning.

Kapasiteten i strømnettet mellom Norge og Sør-Sverige har vært begrenset store deler av 2021, noe som har påvirket kraftsituasjonen i sørlige deler av landet. Statnett opplyser at den maksimale handelskapasiteten på forbindelsen mellom Sør-Norge og Midt-Sverige er på om lag 2200 MW begge veier under normale forhold. I deler av 2021–2022 har eksportkapasiteten fra Norge vært begrenset på grunn av arbeider i nettet, hovedsakelig på svensk side. Siden mars 2021 har kapasiteten som er gitt fra svensk side for import til Norge variert mye og vært redusert til under 200 MW. Dette skyldes flaskehalser internt i Sverige. Den norske Reguleringsmyndigheten for energi (RME) sendte i november 2021 brev til den svenske regulatoren for å be om en nærmere begrunnelse for begrensningene mellom Sør-Sverige og Norge. I slutten av november besluttet Statnett å begrense flyten også fra Norge til Sør-Sverige for å drifte nettet etter samme prinsipper som svenskene. Statnett er i dialog med den svenske systemoperatøren, Svenska kraftnät, for å finne måter å utnytte nettet bedre og sikre god kapasitet samtidig som forsyningssikkerheten ivaretas på best mulig måte.

I desember 2021 ble det i første omgang innført tiltak som gjorde at kapasiteten kunne økes noe. 1. april 2022 innførte Svenska kraftnät en ny markedsløsning med ny smart allokering av kapasitet som har bidratt til å øke importkapasiteten til Sør-Norge med 1 000 MW. Svenska kraftnät planlegger også å innføre nytt systemvern for å øke kapasiteten ytterligere. På lengre sikt vil også nettinvesteringer i Sverige bidra til å heve kapasiteten. Samarbeidet mellom Statnett og Svenska kraftnät fortsetter og inkluderer samarbeid på operasjonelt nivå i både plan- og driftsfasene.

Siden 2019 vært en feil på den danske delen av overføringskabelen mellom Norge og Danmark. Feilen innebærer at kabelen må driftes asymmetrisk, med en primærretning og en sekundærretning. Det vil si at det er større kapasitet i den ene retningen. I sekundærretningen driftes kabelen med en kapasitet som er redusert fra 1 700 MW til 1 110 MW. Det tar to døgn å endre på hvilken retning det skal være størst kapasitet, og mens endringen pågår vil kapasiteten være begrenset til 800 MW i begge retninger. Statnett og danske Energinet vurderer fortløpende hvilken retning som bør være primærretning og dermed ha størst kapasitet. Avgjørelsen om primærretning baseres på samfunnsøkonomiske vurderinger.

2.3.4 En langsiktig utvikling som gir trygg og rikelig tilgang på kraft

Et velfungerende og sikkert kraftsystem er en forutsetning for å gjennomføre Hurdalplattformens ambisjoner om et grønt industriløft, en ambisiøs klimapolitikk og fortsatt rikelig og rimelige tilgang på kraft til norske forbrukere. En stor del av de nye grønne industrinæringene er svært energiintensive. For eksempel vil datalagring, produksjon av grønt hydrogen og CO2-håndtering kreve mye kraft, jf. kap. 5. Omlegging fra fossil energi innebærer en økning i bruken av elektrisitet i mange sektorer. Samtidig går utviklingen i en retning av større bruk av elektrisk kraft til stadig flere formål, i takt med digitalisering av samfunnet. Til sammen vil dette kreve styrket overføringskapasitet i strømnettet, økt kraftproduksjon og et kraftsystem som har evne til å møte forbruket i perioder med høy belastning, for eksempel under ulike værforhold vinterstid.

Boks 2.4 Status for den norske kraftforsyningen

Per 1.1. 2022 hadde Norge en samlet normalårsproduksjon for kraft på om lag 157 TWh. Mesteparten av dette er vannkraft. Vindkraftproduksjonen har siden 2017 økt med om lag 12 TWh og utgjør nå nærmere 10 pst. av normalårsproduksjonen. Tabellen 2.5 gir en oversikt over den norske kraftmiksen.

Tabell 2.5 Oversikt over antall kraftverk, installert effekt og normalårsproduksjon for vann-, vind- og termisk kraftproduksjon i Norge.

Teknologi

Antall kraftverkInstallert effektNormalårsproduksjon
Vannkraft11 73933 403138
Vindkraft2644 65015,4
Termisk kraft3317313,6
Totalt1 83438 784157

1 Referert til tilsigsperioden 1981–2010

2 Inkludert turbiner som er satt i drift fra kraftverk som fremdeles er under

3 Inkludert gasskraftverket på Melkøya som midlertidig er ute av drift.

De siste årene har det vært en betydelig økning i norsk kraftproduksjon, uten at forbruket av kraft har økt tilsvarende. Dette har gitt et voksende kraftoverskudd i Norge. Også i det øvrige Norden er utbyggingen av ny kraftproduksjon stor. I årene framover ligger det an til at forbruksveksten i Norge vil øke som følge av større elektrifisering av transport og petroleumsvirksomhet, så vel som etablering av nye kraftintensive virksomheter. En større omlegging fra fossil til fornybar kraft vil øke behovet for kraft. NVE anslår i sine langsiktige kraftmarkedsanalyser fra 2021 at forbruket vil øke med 21 TWh i perioden 2021–2030. Veksten i produksjonskapasiteten er antatt å være lavere, blant annet på grunn av nødvendige planleggings- og konsesjonsbehandlingsprosesser for ny kraftproduksjon. NVE legger til grunn at produksjonsøkningen mellom 2021–2030 består av noe vindkraft, solkraft og vannkraft, delvis som følge av at tilsigsendringer øker produksjonsevnen. I NVEs analyser reduseres kraftoverskuddet fram mot 2030. Hvor stor veksten i kraftforbruket blir er likevel usikker, også i lys av hvordan en urolig tid i energimarkedene påvirker kraftprisen og den økonomiske utviklingen i årene som kommer. Uten en politikk for å adressere de langsiktige utfordringene øker imidlertid risikoen for perioder med høye kraftpriser og svekket forsyningssikkerhet nasjonalt eller regionalt. Norge har fortsatt et stort teknisk potensial for økt fornybar kraftproduksjon, forutsatt at kraftprisene gir grunnlag for lønnsom utbygging og drift, og at de negative effektene for miljø, landskap og allmenne interesser er akseptable.

Valgene i den langsiktige energipolitikken er imidlertid ikke uten dilemmaer. De siste årene har vist at mange tiltak for å styrke kraftforsyningen er omdiskuterte, og kan oppleves å ha uakseptable konsekvenser for natur eller lokalsamfunn.

Dette er en utfordring regjeringen vil ta tak i.

Norge skal fortsatt ha overskudd på kraft

Regjeringen har nedsatt en energikommisjon som skal vurdere det langsiktige behovet for energi, med mål om at Norge fortsatt skal ha et overskudd på kraft.

Regjeringen har gitt kommisjonen i oppdrag å se på fem hovedpunkter:

  • hvordan Norge påvirkes av energimarkeder i rask endring

  • perspektiver for utviklingen i kraftforbruket

  • potensialet for samfunnsøkonomisk lønnsom kraftproduksjon

  • perspektiver for forsyningssikkerheten

  • sentrale interessemotsetninger i energipolitikken

Med bakgrunn i kunnskapsgrunnlaget fra evalueringen av kraftsituasjonen 2021–2022 skal energikommisjonen vurdere hvordan norsk energi- og kraftforsyning på mellomlang og lang sikt påvirkes av endringer i energimarkedene som følge av mål i klimapolitikken, teknologisk utvikling og en omstilling av energibruk og produksjon i landene vi er tilknyttet. Energikommisjonen skal evaluere erfaringene med utviklingen av kraftmarkedet og energisystemene siden innføring av energiloven og gi en vurdering av hvordan energilovens formål følges opp.

I lys av et stort utfallsrom for forbruksutviklingen framover, har regjeringen bedt kommisjonen skissere og underbygge ulike alternativer for utviklingen i det norske energi og kraftbehovet, både når det gjelder sammensetning, vekst og hvordan behovet påvirkes av ulike retningsvalg i energipolitikken. Kommisjonen skal vurdere potensialet for energieffektivisering i ulike sektorer, og hvilken rolle dette kan spille i den langsiktige forbruksutviklingen. Kommisjonen skal vurdere virkemidler for å utløse potensialet for energieffektivisering, herunder vurdere behovet for en bedre samordning av eksisterende virkemidler og behovet for å etablere nye.

Regjeringen har videre gitt kommisjonen i oppdrag å beskrive hvilke forhold som er av betydning for å utløse ny kraftproduksjon og vurdere potensialet og mulighetene for faktisk utbygging av samfunnsøkonomisk lønnsom ny produksjonskapasitet i Norge. Kommisjonen er bedt om å vurdere de viktigste konflikttemaene i utbygging av ny kraftproduksjon og om det er tiltak som kan bidra til å ivareta eksterne effekter. Eksterne effekter kan f.eks. være negative virkninger av kraftutbygging for miljø, landskap og andre allmenne interesser. Det har vært en forutsetning for regjeringen at Verneplan I-IV skal legges til grunn som rammer for vern av vassdrag.

Et viktig arbeid for kommisjonen er å vurdere perspektiver for den norske forsyningssikkerheten for kraft, med fokus på både årlig tilgang på kraft og evnen til å oppnå balanse i spesielt anstrengte perioder, for eksempel i høylastperioder vinterstid.

Kommisjonen skal vurdere den samlede kostnadsutviklingen i norsk kraftforsyning i lys av ulike valg i energipolitikken, og hvordan dette påvirker sluttbrukerne av strøm. Kommisjonen skal vurdere om det er tiltak som kan bidra til en bedre balanse mellom forventet forbruksvekst og planlagt produksjonsvekst.

Én av kommisjonens hovedoppgaver er å vurdere hva som er de grunnleggende dilemmaene i norsk energipolitikk de kommende ti-årene. For å få belyst motstridende interesser har det vært viktig å sikre en bred sammensetning av kommisjonen, med deltakere fra viktige interessegrupper.

Regjeringen har lagt til grunn at arbeidet i kommisjonen skal leveres i desember 2022.

Utvikling av overføringsnettet for strøm

En større vekst i kraftforbruket som følge av etablering av nye grønne kraftintensive næringer og en fortsatt omstilling fra fossil til fornybar kraft gir behov for økt overføringskapasitet. Allerede i dag er det begrenset kapasitet for etablering av nye virksomheter flere steder i landet. Regjeringen er opptatt av en samfunnsmessig rasjonell utvikling av strømnettet, og at konsesjonsbehandlingstiden kortes ned. Flere av tiltakene som planlegges gjennomført i strømnettet har lange ledetider. De siste års økning i antall søknader vedrørende nettanlegg, særlig fra forbruksaktører, har ført til en kø av tilknytningssaker hos flere nettselskaper og hos NVE. NVE har orientert om prioriteringskategorier for sin saksbehandling og iverksatt tiltak innenfor virksomhetens rammer og eksisterende regelverk. NVEs hovedprinsipp er at saker behandles fortløpende i den rekkefølgen de kommer inn, men at søknader som gjelder forsyningssikkerhet, beredskapssituasjoner eller endringer i anlegg prioriteres opp. For å øke saksbehandlingskapasiteten har regjeringen i statsbudsjettet for 2022 bevilget 10 mill. kroner til NVE til stillinger for å håndtere økning i saker om nettanlegg.

Det offentlige utvalget som ble nedsatt i forbindelse med Meld. St. 36 (2020–2021), Strømnettutvalget, skal innen 15. juni 2022 vurdere sentrale problemstillinger knyttet til utviklingen av strømnettet. Strømnettutvalget skal legge til grunn at strømnettet fortsatt skal utvikles på en samfunnsmessig rasjonell måte i tråd med energilovens formål. Utvalget skal se på tre overordnede temaer. Utvalget skal foreslå tiltak som kan redusere tiden det tar å utvikle og konsesjonsbehandle nye nettanlegg, noe som kan bidra til raskere og mer effektiv utbygging av strømnettet. Hensynet til effektivitet må balanseres mot hensynet til et tilstrekkelig godt kunnskapsgrunnlag, gode miljøutredninger, samt god forankring og involvering av berørte interesser. Utvalget skal også vurdere prinsipper for å ivareta en samfunnsøkonomisk utvikling av strømnettet i en tid med stor usikkerhet ved forbruksutviklingen. Under dette skal utvalget blant annet vurdere om dagens prissignaler gir riktige insentiver for en samfunnsøkonomisk utvikling av strømnettet. I tillegg skal utvalget vurdere mulige forbedringer i systemet med tilknytningsplikt. Under dette skal utvalget blant annet vurdere om det er hensiktsmessig å innføre kriterier for hvordan Statnett og nettselskapene kan prioritere nye tilknytninger i tilfeller der det oppstår kø av aktører som ønsker nettilknytning, og eventuelt foreslå slike kriterier. Regjeringen ser fram til å motta utvalgets rapport og vil følge opp denne.

Arbeidet med å legge til rette for ny kraftproduksjon skal fortsette

Innspillene fra vurderingen av kraftsituasjonen 2021–2022, energikommisjonen og utvalget som skal vurdere problemstillinger knyttet til overføringsnettet vil inngå som grunnlag i arbeidet med den langsiktige utviklingen i norsk kraftforsyningen. I Hurdalplattformen har regjeringspartiene vist til en ambisjon om å se konsesjonsbehandlingen av vannkraft, vindkraft, solkraft og andre energi- og infrastrukturutbygginger i sammenheng, på en måte som kommer både industrien og samfunnet for øvrig til gode og tar hensyn til miljø og lokalsamfunn. Regjeringen vil vurdere videre oppfølging etter at energikommisjonen har lagt fram sitt arbeid.

Utviklingen av kraftsystemet tar imidlertid tid. Arbeidet med å sikre fortsatt utbygging av ny kraftproduksjon de kommende årene og utviklingen av overføringsnettet må derfor pågå parallelt.

Regjeringen legger nå til rette for en storstilt satsing på havvind, med mål om blant annet industriutvikling, innovasjon, teknologiutvikling og økt utslippsfri kraftproduksjon, jf. kap. 5. Regjeringen vil øke norsk vannkraftproduksjon. blant annet på bakgrunn av Stortingets vedtak om kontantstrømskatt for vannkraft og ved å fortsatt prioritere opprustning og utvidelse av eksisterende vannkraftverk i konsesjonsbehandlingen. Det er videre fortsatt et potensiale for helt ny vannkraft, både småkraftverk og noen større prosjekter.

I tråd med Hurdalsplattformen vil regjeringen tillate utbygging av vindkraft på steder der det er gode vindforhold og lokal aksept, og det skal tas behørig hensyn til å ivareta viktige naturverdier.

Stortinget behandlet Meld. St. 28 (2019–2020) Vindkraft på land – endringer i konsesjons-behandlingen 1. des. 2020, jf. Innst. 101 S (2020–2021). Stortinget sluttet seg til de fleste forslagene til endringer i konsesjonsbehandlingen som bedre lokal og regional forankring, tidsfrister underveis for å få kortere tidsløp, færre endringer i prosjektene gjennom prosessen, bedre koordinering mellom produksjon og nett og bedre involvering av reindriften. Det skal settes strengere krav til utredninger og virkninger for landskap og miljø, samfunn og naboer skal vektlegges sterkere. Grunnlaget for samfunnsøkonomiske vurderinger skal i tillegg styrkes.

Regjeringen vil følge opp de anmodningsvedtak Stortinget fattet ved behandlingen av vindkraftmeldingen, og tar blant annet sikte på å legge fram et høringsnotat om nødvendige lovendringer for å innlemme planlegging og bygging av vindkraftanlegg i plan- og bygningsloven sommeren 2022.

Konsesjonsbehandlingen av vindkraft ble stilt i bero i april 2019. I juni 2021 ble det åpnet for å gjenoppta behandlingen av konsesjonssøknader dersom vertskommunen anmoder om det. Dette vil kun være aktuelt i svært få saker. Regjeringen ønsker også å åpne for behandling av helt nye prosjekter, og har derfor bedt NVE om å ta nye meldinger til behandling. Det er en forutsetning at vertskommunen samtykker. Før en melding kan sendes på høring, må kommunen i den enkelte sak ta stilling til hvordan den innenfor gjeldende rett skal behandle prosjektet etter plan- og bygningsloven. I tillegg må konsesjonsbehandlingen tilfredsstille de endringene som Stortinget allerede har sluttet seg til, jf. Innst. 101 S (2020–2021). Samiske interesser skal ivaretas i alle ledd i konsesjonsbehandlingen, og kraftutbygging og styrking av overføringsnettet skal ta tilbørlig hensyn til samisk kultur og næring.

Utbyggingen av solkraft er mer aktuelt enn for få år siden, gjennom de siste års teknologiutvikling og fallende kostnader. Dersom utviklingen fortsetter, kan solkraft få en større rolle i den norske kraftforsyningen fram mot 2040. Norge har i dag 7000 anlegg som er knyttet til kraftnettet, de fleste av disse mindre anlegg tilknyttet boligmassen. I årene framover antar NVE det også blir større interesse for store solkraftanlegg og har utarbeidet en veileder for konsesjonsbehandlingen av nye anlegg. Regjeringen vil komme tilbake til Hurdalsplattformens ambisjon om å fastsette et mål for hvor stor produksjonen av solenergi skal være innen 2030 etter at energikommisjonen har lagt fram sin utredning.

I budsjettforliket ble regjeringen enig med SV om å utarbeide en plan med tiltak som skal redusere energibruken i bygg med minst 10 TWh i 2030, og øke strømproduksjonen i bygg. Som et steg i å legge til rette for mer etablering av lokal energiproduksjon vil regjeringen gjennomføre en kartlegging av regulatoriske barrierer. Kartleggingen skal fokusere på prosjekter som er samfunnsøkonomisk lønnsomme, og primært vektlegge energiproduksjon i tilknytning til industriparker og næringseiendom. Regjeringen ønsker å se nærmere på hvordan lokal energiproduksjon tilknyttet lokalt forbruk i industri og næringseiendom sammen med batteri og annen lagring kan bidra til å unngå behov for nye nettinvesteringer.

Regjeringen vil arbeide videre med energieffektivisering og potensialet for andre energiteknologier som kan produsere fornybar energi lokalt. Regjeringen har bedt energikommisjonen vurdere potensialet for energieffektivisering i ulike sektorer, og hvilken rolle dette kan spille i den langsiktige forbruksutviklingen. Kommisjonen er også bedt om å vurdere virkemidler for å utløse potensialet for energieffektivisering, herunder vurdere behovet for en bedre samordning av eksisterende virkemidler og behovet for å etablere nye.

Fotnoter

1.

KPI-justert til 2021-kroner

2.

Oversikt laget av Kinect Energy for Energi Norge (2022)

3.

KPI-justert til 2021-kroner

4.

Nordisk systempris + områdeprisdifferansekontrakter (EPAD). Kilde: Nasdaq

5.

SSB (2018)- Bolig og boforhold – for befolkningen og utsatt grupper

6.

SSB Levekårsundersøkelsen EU-SILC (2020)

Til dokumentets forside