Meld. St. 25 (2015–2016)

Kraft til endring — Energipolitikken mot 2030

Til innholdsfortegnelse

Del 1
Norges utgangspunkt

Innledning

Norge er et relativt tynt befolket land i en kjølig klimasone med mye fjell, nedbør og en lang kystlinje. Disse kjennetegnene bidrar i stor grad til å forklare forskjellene mellom energisystemene i Norge og andre land. Det mest særegne med det norske energisystemet er at det brukes mye elektrisitet, og at nesten all elektrisiteten kommer fra ren, utslippsfri vannkraft. Energimiksen i de fleste andre land har større innslag av andre energikilder, for eksempel gass og olje, og en elektrisitetsproduksjon som i mye større grad baserer seg på varmekraft.

Energikildene som brukes i varmekraftverk (kull, gass, olje, biobrensel) kan stort sett anskaffes når det er behov for det. Tilgang på vann til elektrisitetsproduksjon i Norge i stor grad avhenger av værforhold. Tilsiget kan variere både mellom sesonger og år. En stor andel av den norske produksjonskapasiteten er tilknyttet vannmagasiner som kan lagre vannet slik at det kan brukes når behovet er størst. Magasinkapasiteten utgjør om lag tre fjerdedeler av årlig norsk elektrisitetsproduksjon og er en viktig brikke i det norske energisystemet.

Tilgangen på relativt billig vannkraft har formet energibruken vår, og Norge er i dag mer elektrifisert enn de fleste andre land. Norge har en stor kraftintensiv industri, og elektrisitet blir i mye større grad enn i andre land benyttet til oppvarming av bygninger og tappevann. Bruken av fornybar elektrisitet gjør at det er lave klimagassutslipp knyttet til norsk stasjonært energibruk.

Energiforsyningen i Norge inkluderer i prinsippet utvinning, foredling, transport og salg av energivarer. Den brede definisjonen inkluderer dermed også olje- og gassindustrien. Denne stortingsmeldingen handler i all hovedsak om energiforsyningen innenlands.

Investeringene som er gjort i energiforsyningen utgjør store verdier. Vannkraftutbyggingen startet allerede på slutten av 1800-tallet. De store utbyggingene fant sted etter krigen og ut på 1980-tallet. Helt siden vannkraftepoken startet i Norge har det vært et ønske om at vannkraften skulle tjene flere formål. Kraftforsyning til industri, næringsliv og husholdninger skulle bidra til industrialisering, samfunnsutvikling og vekst.

Elektrisitet er i dag en viktig innsatsfaktor i verdiskapning i andre næringer. Særlig i den kraftintensive industrien er kraft en nødvendig innsatsfaktor i produksjonen. De kraftintensive industriene har vært svært viktige for utviklingen av distriktene og lokal verdiskapning og sysselsetting.

Overføringsnettet for strøm ivaretar en av de grunnleggende funksjonene i kraftforsyningen, og er en helt sentral infrastruktur i ethvert moderne samfunn. Nettets funksjon er å transportere elektrisk kraft fra produsenter til forbrukere. Det må være nok energi tilgjengelig til å møte forbruket på ethvert tidspunkt, og kraftnettet må ha stor nok kapasitet til å dekke forbruket også på de kaldeste dagene.

Nesten alle viktige samfunnsoppgaver og -funksjoner er kritisk avhengige av et velfungerende kraftsystem med pålitelig strømforsyning. Forsyningssikkerheten i Norge er i dag god.

2 Energibruk i Norge

2.1 Innledning

Energibruken i Norge påvirkes av en rekke forhold. Årlige variasjoner i energibruken skyldes gjerne svingninger i værforhold og i priser på energi og energiintensive varer og tjenester. Mer langsiktige endringer har sammenheng med befolkningsvekst og demografisk utvikling, og nivå og sammensetning på den økonomiske veksten. Økonomisk aktivitet krever økt innsats av energivarer. Høyere inntekter gir økt etterspørsel etter varer og tjenester fra forbrukerne, som igjen fører til økt energibruk i andre deler av økonomien.

Befolkningsutviklingen påvirker energibruken direkte og indirekte. Jo flere mennesker i landet, desto større blir arbeidsstyrken, og dermed også produksjonen av varer og tjenester som bidrar til å øke energibehovet. En større befolkning betyr også at samlet etterspørsel etter energitjenester fra husholdningene øker, både til transport, oppvarming og bruk av elektrisk utstyr. Flere mennesker krever flere skoler, barnehager og helsetjenester, som bruker energi til oppvarming og utstyr. Også sammensetning og spredning av befolkningen har betydning for energibruken. Sentralisering innebærer typisk at flere bor i leiligheter, noe som betyr mindre boareal og dermed lavere oppvarmingsbehov per person. Energibehovet til transport blir også mindre ved sentralisering som følge av kortere reiseavstander

Næringsstrukturen er av stor betydning for utviklingen i energibruken. Endringer fra næringer med høy energiintensitet til næringer med lavere energiintensitet trekker i retning av redusert energibruk. Teknologiutvikling påvirker energibruken ved at produksjonsprosesser og produkter blir mer energieffektive.

Boks 2.1 Definisjoner

  • Samlet norsk energibruk omfatter energibruk innenlands og på norsk sokkel1. I 2014 lå dette på om lag 305 TWh.

  • Innenlandsk energibruk viser til energibruk i fastlands-Norge og ekskluderer dermed energibruk på sokkelen, men inkluderer råstoff, kraft fra land og sjøfart fordi drivstoffet omsettes på land. I 2014 lå dette på om lag 258 TWh.

  • Netto innenlandsk sluttforbruk av energi omfatter energien som leveres til sluttforbrukere innenlands, justert for tap i omforming og overføring av energi. I SSBs statistikk finnes denne mengden i Energibalansen, og lå i 2014 på 209 TWh.

  • Intensitet: Energiintensiteten angir hvor mye energi som brukes for hver enhet av en gitt størrelse, for eksempel befolkning eller produksjon. Et mål på energiintensiteten i økonomien kan være energibruk per BNP. Tilsvarende er utslippsintensiteten i energibruken et uttrykk for utslipp per enhet energibruk.

1 Utenriks luft- og sjøfart omfattes ikke.

En stor del av energibruken i Norge går til oppvarmingsformål, særlig i tjenesteytende sektor og husholdninger. År med kalde vintre fører dermed til høyere energibruk. Høyere energipriser bidrar normalt til å begrense forbruket. Offentlig regulering og virkemidler påvirker også energibruken på kort og lang sikt.

Figur 2.1 Illustrasjon av Energisystemet i Fastlands-Norge.

Figur 2.1 Illustrasjon av Energisystemet i Fastlands-Norge.

Tykkelsen på pilene er dimensjonert etter faktiske størrelser. For at også de tynneste pilene skal være synlige er de gjort noe større en den faktiske mengden skulle tilsi.

Kilde: SSB/NVE/OED

Denne stortingsmeldingen omhandler innenlandsk energi, og vil dermed i all hovedsak fokusere på netto innenlandsk sluttforbruk. Det vil si at meldingen ikke omhandler energibruk på sokkelen, energi brukt som råstoff eller energi brukt i energiproduserende næringer.

Elektrisitet har en stor rolle i det norske energisystemet, men spiller sammen med en rekke andre energibærere. Figur 2.1 gir et øyeblikksbilde av det norske innenlandske energisystemet. Figuren viser at elektrisitet utgjør om lag halvparten av energibruken i Fastlands-Norge, men også at fossile energikilder utgjør en betydelig andel, særlig til transportformål og i industrien.

2.2 Utvikling i sluttforbruk av energi i Fastlands-Norge

I løpet av de siste 25 årene har befolkningen i Norge vokst med 20 prosent, og verdien av den norske økonomien1 har nesten doblet seg. I samme tidsrom har sluttforbruket av energi i fastlands-Norge2 vokst med 10 prosent.

Mesteparten av veksten i energibruken i denne perioden fant sted før årtusenskiftet, jf. figur 2.2. Frem til 1999 vokste energibruken jevnt over i alle sektorer av fastlandsøkonomien. Etter dette har veksten i energibruken i husholdningene flatet ut, og energibruken i industrien gått ned. Netto innenlandsk sluttforbruk av energi var 209 TWh i 2014, på nivå med forbruket i 2000.

Figur 2.2 Utvikling i netto innenlandsk energiforbruk, 1990: 189 TWh; 2014: 209 TWh.

Figur 2.2 Utvikling i netto innenlandsk energiforbruk, 1990: 189 TWh; 2014: 209 TWh.

Kilde: SSB

Særlig to faktorer forklarer denne utviklingen. Økonomien som helhet har skiftet mot mindre energiintensive aktiviteter, der det kreves mindre energi per produsert enhet. Tjenesteytende næringer har vokst, og industrisektorens andel av økonomien har blitt relativt mindre.

Samtidig har det skjedd en effektivisering av energibruken. Teknologisk utvikling i retning av mer energieffektive maskiner og apparater, overgang fra fossile energikilder til elektrisitet, og målrettede tiltak for å forbedre energieffektiviteten har trolig bidratt til lav vekst i energibruken.

Veksten i økonomien generelt, og i det private konsumet spesielt, har medført økende energibruk knyttet til transport av personer og varer. I motsetning til øvrige sektorer har energibruk til transport vokst jevnt siden 1990. Energibruken i 2014 var 37 prosent høyere enn i 1990. Økt bruk av diesel, sammen med generell teknisk fremgang, har imidlertid bidratt til å gjøre energibruken mer effektiv. Det ble brukt mindre energi per personkilometer og tonnkilometer i 2014 enn i 1990.3

Samlet sett har utviklingen de siste 25 årene ført til at den norske økonomien gradvis har blitt mindre energiintensiv. Figur 2.3 viser at energiintensiteten i norsk økonomi har sunket med over 40 prosent siden 1990. Dette tyder på en svakere kobling mellom de underliggende trendene for økonomisk vekst og energibruk i Norge de siste 25 årene.

Figur 2.3 a) Utvikling i energiintensiteten i fastlandsøkonomien, målt i prosentvis endring siden 1990. b) Utvikling i sluttforbruk av energi per innbygger, målt i prosentvis endring siden 1990.

Figur 2.3 a) Utvikling i energiintensiteten i fastlandsøkonomien, målt i prosentvis endring siden 1990. b) Utvikling i sluttforbruk av energi per innbygger, målt i prosentvis endring siden 1990.

Kilde: SSB

Sluttforbruket av energi i Norge målt per innbygger, har også blitt redusert i denne perioden. Målt per innbygger var energibruken 8 prosent lavere i 2014 enn i 1990, jf. figur 2.3.b

Også energibruken i husholdningene viser samme utviklingstrekk. Gjennomsnittlig energibruk per person i husholdningene har gått ned gjennom perioden, og var i 2014 lavere enn i 1990. Denne utviklingen har funnet sted på tross av at det stadig blir færre personer per husholdning, at boligarealet per person har økt og at verdien på privat konsum har mer enn doblet seg. Mer energieffektive apparater, strengere byggeforskrifter og økt bruk av elektrisitet og varmepumper til oppvarming har bidratt til å redusere energibruken i husholdningene.

2.3 Energibruk og utslipp av klimagasser

Norges innenlandske energibruk er forbundet med lavere utslipp enn i mange andre land, også når olje- og gassektorens utslipp fra energibruk inkluderes jf. figur 2.4. Dette skyldes at norsk elektrisitetsproduksjon er fornybar og at Norge har en stor andel elektrisitet i sluttforbruket sammenliknet med andre land. Samlede norske utslipp av klimagasser var 53,2 mill. tonn CO2-ekvivalenter i 2014, opp fra 51,9 mill. tonn CO2-ekvivalenter i 1990. Utslippene forbundet med innenlandsk energibruk var 34,9 mill. tonn CO2-ekvivalenter i 2014. De resterende utslippene er knyttet til olje- og gassutvinning (14,7 mill. tonn CO2-ekvivalenter) og energiproduksjon, inkludert raffinering (3,6 mill. tonn CO2-ekvivalenter).

Figur 2.4 a) Utvikling i utslipp per energienhet i Norge, 1990–2014. b) Sammenlikning av utslipp per energienhet i Norge og EU-28 i 2013.

Figur 2.4 a) Utvikling i utslipp per energienhet i Norge, 1990–2014. b) Sammenlikning av utslipp per energienhet i Norge og EU-28 i 2013.

Kilde: SSB, Eurostat

I perioden 1990–2014 økte netto innenlandsk sluttforbruk inkludert råstoff med over 14 prosent, samtidig som de tilhørende utslippene gikk ned med nesten 16 prosent, jf. figur 2.4a. Utslippene per enhet energibruk har dermed avtatt med over 26 prosent siden 1990. Dette gjenspeiler at sammensetningen av energibærere har endret seg. Bruken av energibærere som er forbundet med lite utslipp eller som er karbonnøytrale, slik som elektrisitet, fjernvarme og bioenergi, har økt eller ligger fast. En konvertering fra fossil energikilder til elektrisitet innebærer både en effektivisering av energibruken gjennom forbedret virkningsgrad, og reduserte utslipp. I tillegg har forbruket av fossile energikilder endret sammensetning. Bruken av kull og koks og de tyngste petroleumsprodukter har avtatt, mens gass- og dieselforbruket har økt.

Boks 2.2 Prosessutslipp

Forholdet mellom energibruk og klimagassutslipp i en sektor avhenger ikke bare av hvor mye energi som brukes, men også av hvilke energibærere som er mest utbredt og til hvilke formål de anvendes. Om lag 70 prosent av utslippene i industrien (7 mill. tonn CO2-ekvivalenter), og 66 prosent av utslippene fra jordbruk og fiske (4,4 mill. tonn CO2-ekvivalenter), er for eksempel prosessutslipp. Disse utslippene er i liten grad knyttet til energikilder, men er i stedet forbundet med industrielle og kjemiske prosesser. I industrien benyttes energikilder som kull, gass og olje i prosesser der det er de kjemiske egenskapene, heller enn selve energiinnholdet, som utnyttes. I jordbruket er prosessutslippene forbundet med forråtnelsesprosesser og husdyrhold. Det som i figur 2.5 er angitt som «annet» omfatter også utelukkende prosessutslipp, blant annet fra avfallsdeponi og fluorgasser.

Av de i 2014 om lag 34,9 mill. tonnene CO2-ekvivalenter forbundet med innenlandske utslipp var om lag 14,3 mill. tonn CO2-ekvivalenter prosessutslipp. De resterende 20,6 mill. tonn CO2-ekvivalentene stammer fra energibruk til energiformål.

Figur 2.5 Utslipp forbundet med innenlandsk energibruk fordelt på sektor i 2014: 34,9 mill. tonn CO2-ekvivalenter.

Figur 2.5 Utslipp forbundet med innenlandsk energibruk fordelt på sektor i 2014: 34,9 mill. tonn CO2-ekvivalenter.

Kilde: SSB

Av de ulike sektorene er det transportsektoren som står for de største utslippene, etterfulgt av industrien, jf. figur 2.5. Transportsektoren hadde i 2014 utslipp på 13,6 mill. tonn CO2-ekvivalenter. Disse utslippene er utelukkende forbundet med fossil energibruk. Sektoren hadde til sammenlikning et energibruk på 56,4 TWh, som gir en utslippsintensitet på om lag 0,24 kg CO2-ekvivalenter per kWh.

Utslippene fra industrien var i 2014 på 9,8 mill. tonn CO2-ekvivalenter, med en tilhørende energibruk inkludert råstoff på 88,8 TWh. Av dette er 2,8 mill. tonn CO2-ekvivalenter forbundet med energibruk. Dette gir en utslippsintensitet på om lag 0,023 kg CO2-ekvivalenter per kWh, og gjenspeiler at en stor del av energibruken er elektrisk.

Jordbruk og fiske utgjør den tredje største kilden til utslipp av klimagasser forbundet med sluttforbruk. Til sammen var utslippene i 2014 6,2 mill. tonn CO2-ekvivalenter. Størstedelen av disse utslippene var imidlertid prosessutslipp, jf. boks 2.3. De resterende utslippene på 1,8 millioner tonn CO2-ekvivalenter er nært forbundet med energibruk og stammet fra maskiner, redskaper og fiskefartøy. Energibruken knyttet til de sistnevnte utslippene var i 2014 på 8,1 TWh. Dette gir en utslippsintensitet på om lag 0,22 kg CO2-ekvivalenter per kWh, og gjenspeiler den utstrakte bruken av petroleumsprodukter i denne sektoren.

De to sektorene der energibruk fører til minst utslipp er tjenesteyting og husholdninger. Disse sektorene bruker nesten utelukkende elektrisitet, bioenergi og fjernvarme. Energibruken som forårsaker utslipp er knyttet til fossilbasert oppvarming, maskiner og redskaper. Utslippene fra de to sektorene utgjør i overkant av 1,7 mill. tonn CO2-ekvivalenter. Energibruken er til sammenlikning nesten 75 TWh, noe som gir en utslippsintensitet på om lag 0,023 kg CO2-ekvivalenter per kWh.

Til sammen utgjorde utslipp knyttet til energibruk til energiformål 20,6 millioner tonn CO2-ekvivalenter i 2014 .

2.4 Energibruken i ulike sektorer

Figur 2.6 viser sammensetningen og størrelsen på energibruken i de ulike sektorene i 1990 og 2014. Netto innenlandsk sluttforbruk av energi i Norge utgjorde 209 TWh i 2014, en økning på om lag 20 TWh fra 1990. Industri, bergverk og transport har gjennom hele perioden hatt det høyeste sluttforbruket av energi i Fastlands-Norge. Tjenesteytende sektor og husholdninger har vært de nest største forbrukerne, mens øvrige sektorer som bygg- og anleggssektoren, landbruk og fiske, har utgjort en mindre andel av energibruken.

Sammensetningen av energibruken har imidlertid endret seg i perioden. Blant annet har forbruket av fjernvarme i husholdninger og tjenesteytende næringer økt. Bruk av gass i industrien og i transportsektoren er også større. Disse energibærerne har blant annet erstattet fyringsolje til oppvarming og kull, koks og tyngre petroleumsprodukter i industriprosesser. Det er imidlertid elektrisitet som har vært den dominerende energibæreren gjennom hele perioden. Forbruket av elektrisitet har økt i takt med den totale energibruken. Petroleumsprodukter er den nest største energikilden. Forbruket er nær uendret fra 1990 til 2014, på tross av at transportaktiviteten har økt svært mye.

Figur 2.6 Netto innenlandsk energibruk uten råstoff, 1990 og 2014.

Figur 2.6 Netto innenlandsk energibruk uten råstoff, 1990 og 2014.

1990: 189 TWh 2014: 209 TWh.

Jo mindre boksen er, desto mindre energi brukes i sektoren. Fargene representerer forskjellige energikilder. Arealene på de forskjellige fargene representerer også her mengden energi brukt av den aktuelle energikilden.

Kilde: SSB

2.4.1 Industri og bergverk

Industri og bergverk står for den største andelen av sluttforbruket av energi i Fastlands-Norge, nærmere 32 prosent i 2014. Industrien omfatter mange forskjellige typer næringer med ulike energibehov, men energibruken i sektoren reflekterer i stor grad Norges utstrakte bruk av elektrisitet. Elektrisitetsandelen er i dag på om lag 66 prosent.

Den kraftintensive industrien4 sto i 2014 for om lag to tredjedeler av industrisektorens energibruk, noe som tilsvarer om lag 51 TWh. 70 prosent av dette var elektrisitet. Dette skyldes i stor grad at aluminiumsproduksjon nesten utelukkende anvender elektrisitet som energikilde. Produksjon av øvrige metaller og kjemiske råvarer har et større innslag av andre energikilder, særlig gass, kull og koks, mens treforedling bruker mer biomasse. Øvrig industri benytter nesten utelukkende elektrisitet.

Figur 2.6 viser energibruken i industrien fordelt på energibærere i 1990 og 2014. I 1990 var energibruken i industrien høyere enn i dag. Bruken økte ytterligere frem til årtusenskiftet før den deretter avtok. Industrien hadde en sterk nedgang i energibruken i 2009 i forbindelse med finanskrisen. Selv om energibruken har økt noe etter dette, har den ikke nådd samme nivå som før 2009.

Fordelingen mellom ulike energibærere har endret seg siden 1990. Elektrisitet, fjernvarme og gass utgjorde alle en større andel i 2014 enn i 1990, mens andelen kull, koks og olje er blitt redusert. Andelen biobrensel og avfall er uendret.

Den generelle nedgangen i energibruken, og den endrede sammensetningen av energibærere reflekterer også at sammensetningen av industrien har endret seg siden 1990. Produksjon av aluminium og kjemiske råvarer har økt, mens treforedlingsaktiviteter og tradisjonell produksjon i jernverk er redusert. Flere energiintensive bedrifter og anlegg har blitt lagt ned. Samtidig har aktiviteten i andre deler av industrien tiltatt. Strukturendringene og introduksjon av mer energieffektiv produksjonsteknologi har ført til lavere energibruk. Samtidig har verdien av produksjonen økt. Dette gjør at norsk industri i 2014 produserte større verdier per energienhet enn i 1990.

Utviklingen reflekteres også i at utslippene fra energibruken i industri og bergverk har gått ned. Utslippene er redusert fra i overkant av 17,7 mill. tonn CO2-ekvivalenter i 1990, til om lag 9,8 mill. tonn CO2-ekvivalenter i 2014. Dette er en nedgang på 40 prosent, og innebærer en lavere utslippsintensitet per energienhet i industriens produksjon.

2.4.2 Tjenesteytende næringer

Tjenesteytende næringer sto for 14 prosent av energibruken i Norge i 2014, noe som tilsvarer i underkant av 30 TWh. Fra 1990 til 2014 har energibruken økt om lag 20 prosent. Produksjonen av varer og tjenester har økt mer. Energiintensiteten i tjenesteytende sektor har dermed falt i løpet av perioden.

Det meste av energibruken i tjenesteytende næringer skjer i bygg, og går til oppvarming av bygninger og tappevann, belysning og drift av elektrisk utsyr. De to sistnevnte aktivitetene benytter utelukkende elektrisitet, mens det for oppvarming av bygg og tappevann finnes alternativer. Andelen elektrisitet i tjenesteytende næringer utgjorde 78 prosent av sektorens energibruk i 2014.

Etter elektrisitet har petroleumsprodukter tradisjonelt vært den mest anvendte energikilden i tjenesteytende næringer, men på et betydelig lavere nivå. I 2014 overtok fjernvarme denne plassen. Av et petroleumsforbruk på 2,8 TWh i tjenesteytende sektor er det kun 1,5 TWh som brukes til oppvarming. Fjernvarmen har i flere år vært det mest utbredte oppvarmingsalternativet etter elektrisitet i denne sektoren.

Høy elektrisitetsandel og relativt stor utbredelse av fjernvarme gjør at utslippene av klimagasser fra energibruk i tjenesteytende næringer er små. Tjenesteytende næringer stod for utslipp av om lag 1,2 mill. tonn CO2-ekvivalenter, noe som er marginalt lavere enn i 1990. I forhold til produksjonsverdien har tjenesteytende næringer både lav energiintensitet og lave utslipp.

2.4.3 Husholdninger

Energibruken i husholdningene var 45 TWh i 2014. Dette tilsvarer 21 prosent av det innenlandske sluttforbruket av energi. Energibruken har økt med 8 prosent fra 1990. Veksten må sees i sammenheng med både demografiske og økonomiske forhold, og sammen med utviklingen i boareal, jf. figur 2.7.

Figur 2.7 Utvikling i boareal per person, konsum i husholdningene og energibruk i husholdningene per capita.

Figur 2.7 Utvikling i boareal per person, konsum i husholdningene og energibruk i husholdningene per capita.

Kilde: SSB

Verdien av privat konsum per person har nesten doblet seg i perioden, og boligarealet per person har økt med over 25 prosent. Likevel har energibruken per person gått ned med nesten 4 prosent siden 1990. Årsaker til denne utviklingen er bedre varmeisolering av bygg, at elektriske apparater har blitt stadig mer energieffektive og at bruken av varmepumper har økt.

Energibruken i husholdningene har mange likhetstrekk med energibruken i tjenesteytende næringer. I begge sektorer er oppvarming, belysning og drift av elektrisk utstyr en stor del av energibruken.

Også i husholdningene utgjør elektrisitet mesteparten av energibruken. Andelen elektrisitet har gått opp fra 73 prosent i 1990 til 83 prosent i 2014. Dette skyldes blant annet flere elektriske apparater og nær utfasing av bruken av fossile energikilder til oppvarming5. Fossilbruken var fire ganger høyere i 1990 enn i 2014.

Etter elektrisitet er det biobrensel som dekker det meste av oppvarmingsbehovet i husholdningene. I 2014 sto biobrensel for om lag 5,3 TWh av energibruken. I hovedsak er dette bruk av ved, med mindre innslag av energibærere som pellets og bioolje.

Den utstrakte bruken av elektrisitet, vedfyring og fjernvarme gjør at det er lave utslipp av klimagasser forbundet med sluttforbruket av energi i husholdningene. I 2014 var utslippene fra husholdningene om lag 0,5 mill. tonn CO2-ekvivalenter. Dette er om lag en tredjedel av hva utslippene var i 1990.

Nærmere om oppvarming av bygg

Oppvarming utgjør i Norge en stor del av energibruken i bygg. For husholdninger er det estimert at om lag 78 prosent av energibruken går til oppvarming av bygg og til varmtvann.

Figur 2.8 Sammensetningen av oppvarmingsteknologier i husholdningene. Den enkelte husholdning kan ha flere typer oppvarmingsutstyr.

Figur 2.8 Sammensetningen av oppvarmingsteknologier i husholdningene. Den enkelte husholdning kan ha flere typer oppvarmingsutstyr.

Kilde: SSB, husholdningsundersøkelsen

Elektrisitetsandelen i oppvarming av bygg varierer mellom 70 og 80 prosent, avhengig av blant annet pris. Ved siden av elektrisitet har olje- og vedfyring tradisjonelt dekket mesteparten av det resterende oppvarmingsbehovet. Oljefyring har vært utbredt både i boliger og i øvrige bygg, mens vedfyring i hovedsak har funnet sted i private boliger. De senere årene har det vært en omlegging av energibruken i bygg, fra fossile energikilder til bruk av elektrisitet, fjernvarme og varmepumper. Salget av fyringsoljer og fyringsparafin har sunket med over 60 prosent siden 1990, til om lag 2,7 TWh i 2014. Samtidig har fjernvarmeleveranser økt fra 0,8 TWh til 4,7 TWh, og estimert varmeproduksjon fra varmepumper har økt fra 0,4 TWh til om lag 15 TWh i samme periode, jf. figur 2.9.

Figur 2.9 Estimert elektrisitetsforbruk og varmeproduksjon i varmepumper, 1990–2014.

Figur 2.9 Estimert elektrisitetsforbruk og varmeproduksjon i varmepumper, 1990–2014.

Kilde: NOVAP

Varmepumper

Varmepumper henter energi fra omgivelsene til oppvarmingsformål i bygg og bruker noe strøm til denne prosessen. Varmepumpen bruker likevel langt mindre strøm for å levere samme mengde varme sammenlignet med en varmeovn basert på direktevirkende elektrisitet. Det er estimert at de anslagsvis 736 000 varmepumpene i Norge i 2014 brukte 6 TWh elektrisitet til å produsere 15 TWh varme.

Varmepumper kan utnytte omgivelsesvarmen, ikke bare fra luften utenfor bygget, men også fra bakken eller sjøen. Den største forskjellen mellom disse typene varmepumper er at temperaturen i bakken og i sjøen er mer stabil gjennom døgnet og året enn temperaturen i luften. Det betyr at virkningsgraden på en luft-luft-varmepumpe synker om vinteren. Jo lavere lufttemperaturen er, desto mindre varme klarer en varmepumpe å levere. På kalde dager vil det ofte være behov for å supplere med andre oppvarmingskilder, for eksempel vedovner eller elektriske varmeovner.

Det er desidert flest luft-luft varmepumper i drift i Norge i dag. Dette er sannsynligvis fordi luft-luft varmepumper ikke krever et vannbårent varmesystem i bygget og at de derfor er vesentlig billigere. Bare om lag 4 prosent av solgte varmepumper de siste 25 årene har vært væske-vann varmepumper.

Boks 2.3 Utgifter til energibruk

Utgiftene til energi endres over tid. Hvor stor del av en husholdnings utgifter som går med til energi er avhengig av priser og avgifter på energivarene og mengden energi som forbrukes. Mengden energi påvirkes igjen av faktorer som boareal, antall personer i husholdningen, klimaet, priser og tekniske standarder.

Husholdningenes utgifter til energi har økt siden 1991, jf. figur 2.10. I samme periode har inntektene til husholdningene økt, og dermed dempet virkningene av økte energiutgifter. Utgifter til energi utgjorde 3,1 prosent av inntektene i 1991. I 2012 utgjorde de 4,2 prosent. Veksten i utgiftene var størst frem til tidlig på 2000-tallet. Dette sammenfaller med en periode med økte energipriser og høyere energibruk per person i husholdningene.

Til sammenlikning utgjorde utgiftene til lys og brensel 6 prosent av husholdningenes inntekter for 50 år siden.

I forhold til andre europeiske land ligger Norge litt under gjennomsnittet i hvor stor andel av inntektene vi bruker på energiutgifter. Norge har lave elektrisitetspriser, men vi bruker mer elektrisitet der andre land bruker gass og andre energibærere til oppvarming. Gjennomsnittlig elektrisitetsforbruk per husholdning i EU ligger på mellom 2 500 og 5 000 kWh i året. For en gjennomsnittlig europeisk husholdning var sluttbrukerprisen på elektrisitet i 2013 1,9 kr/kWh, mens den for en gjennomsnittlig norsk husholdning med et forbruk på 16 000 kWh, var 1,1 kr/kWh.

Blant våre naboland er det bare Sverige og Finland som har lavere andel av utgifter til energi enn Norge, og forskjellen er liten. I Storbritannia, Nederland, Tyskland og Danmark utgjorde utgifter til energi en større andel enn i Norge.1

Figur 2.10 Husholdningers utgifter til energi. Faste 2014-priser.

Figur 2.10 Husholdningers utgifter til energi. Faste 2014-priser.

Kilde: NVE

1 2010-tall

2.4.4 Transport

Transportsektoren6 sto for 27 prosent av innenlandsk sluttforbruk av energi i 2014, noe som tilsvarer en energibruk på 56 TWh. Energibruken har økt med 37 prosent siden 1990. Transportsektoren har dermed stått for størstedelen av veksten i energibruken i perioden 1990–2014. Denne veksten foregikk imidlertid i hovedsak før 2007, og energibruken har siden dette vært nær uendret.

Veksten i energibruken til transport før 2007 kan i stor grad forklares med befolkningsvekst og økt velferd. Blant annet har økt aktivitet i norsk økonomi og sterk vekst i privat konsum gitt større etterspørsel etter transporttjenester. Som et resultat av den økte etterspørselen har gods- og persontransporten økt med henholdsvis 97 prosent og 46 prosent siden 1990. Energibruk til veitransport utgjør i dag hele 75 prosent av energibruken til transport, fulgt av kysttransport, lufttransport, og banetransport.

Forbruket av petroleumsprodukter står for over 94 prosent av total energibruk i transportsektoren. Med et forbruk på 54,2 TWh, utgjør dette 76 prosent av all innenlandsk bruk av petroleumsprodukter. Sammensetningen av petroleumsprodukter har imidlertid endret seg siden 1990. Bensinforbruket er halvert og dieselforbruket er blitt doblet.

Andelen som ikke er petroleumsprodukter har økt fra 2 prosent til 6 prosent siden 1990. I 1990 sto elektrifiserte sporveier for den eneste energibruken som ikke var petroleumsprodukter. De senere årene har bruk av biodrivstoff i landtransport, og gass i maritim anvendelse ført til en viss diversifisering av energikildene. Tallene er fortsatt små, med et biodrivstofforbruk i 2014 på 1,5 TWh, naturgass forbruk på 1,4 TWh og et forbruk av elektrisitet på 0,7 TWh. Særlig i maritim sektor har det de siste årene vært en økning i antall gassdrevne skip, men også i landtransporten har bruken av gass økt. Maritim sektor har også en økende bruk av elektrisitet, både i kombinasjon med andre drivstoff (hybriddrift og landstrøm), men også alene. I tillegg brukes noe biodrivstoff. Fra 2016 er det også faste leveranser av biodrivstoff til luftfart på Oslo lufthavn Gardermoen.

Figur 2.11 Jernbanens elektrifisering: Montering av kontaktledningsanlegget på Stavanger stasjon.

Figur 2.11 Jernbanens elektrifisering: Montering av kontaktledningsanlegget på Stavanger stasjon.

Foto: Ellingsen, Olaf A/ Norsk jernbanemuseum, Jernbaneverket

Selv om deler av elektrifiseringen av transportsektoren startet tidlig er elektrisitetsandelen i transportsektoren fortsatt lav. I 2014 utgjorde elektrisitet kun 1,2 prosent av energibruken. Dette tallet representerer nesten utelukkende tog, trikk og bane.7 Samtidig som det har vært en marginal økning i elektrisitetsbruken over perioden, har det funnet sted en kraftig økning i transportarbeidet utført. I 1990 reiste 115 millioner med banetransport, mens tallet for 2014 var 219 millioner. Dette innebærer at energieffektiviteten har økt betydelig siden 1990.

De siste årene har det vært en sterk vekst i antall elektriske kjøretøy på norske veier. Ved utgangen av 2015 var det registret 69 100 elbiler på norske veier. Elektrisitetsforbruket til elbiler vises ikke i transportstatistikken, siden lading stort sett foregår hjemme eller på jobb. Det er imidlertid estimert at elektriske kjøretøy brukte 68 GWh elektrisitet i 2014.

Ved konvertering til elektrisk drift oppnås en stor energieffektiviseringsgevinst som følge av høyere virkningsgrad. En elbil bruker om lag 1/3 av energien til en bensin/dieselbil. Elektrifiseringen har kommet lengst for personbiler, men også i andre transportsegmenter etableres det hel- eller delelektriske kjøretøy/fartøy. I Stavanger er det satt inn to elbusser, og på sambandet Lavik-Oppedal går den helelektriske fergen Ampere. Ampere har et årlig elektrisitetsforbruk på om lag 2 GWh. Den andre fergen i sambandet bruker til sammenlikning om lag 8,8 GWh diesel.

På grunn av den høye bruken av petroleumsprodukter er utslippene av klimagasser fra energibruk i transportsektoren større enn for mange andre sektorer i økonomien. Transport medførte i 2014 utslipp på 13,6 mill. tonn CO2-ekvivalenter. Dette er en økning på 25 prosent siden 1990. Transportmidlene har imidlertid blitt mer energieffektive. Det reflekteres i at energibruk og utslipp har flatet ut siden 2007 og at utslippsintensiteten har falt.

2.4.5 Andre sektorer

Den resterende energibruken i andre sektorer utgjør 12,5 TWh, eller 6 prosent av innenlandsk sluttforbruk av energi. Dette fordeler seg på fiske, landbruk og bygg og anlegg. I alle disse sektorene brukes det energi til maskiner, redskaper og fartøy som ikke er fanget opp under omtalen av transport. Det meste av dette er fossile drivstoff og petroleumsprodukter, og utgjør en relativt stor del av energibruken i de tre sektorene.

2.5 Nærmere om elektrisitetsforbruket i Norge

Forbruket av elektrisitet i Norge har to fremtredende karakteristika. Den første er at en relativt stor andel av samlet forbruk benyttes i kraftintensive industrinæringer. Det andre er at bruk av elektrisitet er utbredt til oppvarming. Forbruket av elektrisitet per person er dermed høyt i Norge sammenliknet med mange andre land. Elektrisitetsforbruket er også mer temperaturavhenging og har større sesongvariasjon enn i andre land, der direkte bruk av gass, fjernvarme og andre energiløsninger er mer utbredt til oppvarming.

Elektrisitet blir tatt i bruk til flere og flere formål. Samfunnet blir stadig mer digitalisert, og nesten alle tjenester i økonomien er i dag avhengig av elektrisitet. Teknologiutviklingen har gjort at elektriske apparater blir mer effektive og billigere, og antallet apparater i norske hjem fortsetter å øke. I tjenesteytende sektorer bidrar elektriske apparater til forenkling av stadig flere oppgaver. I industrien automatiseres stadig flere prosesser og gir produktivitetsøkninger. Miljøhensyn fører til at også flere sektorer går over fra bruk av fossil energi til bruk av utslippsfri elektrisitet, og at nye bransjer etablerer seg i Norge basert på dette fortrinnet. Elektrisitet fra land til olje- og gassutvinning har også vokst i omfang de siste årene. Også i transportsektoren øker bruken av elektrisitet.

I 1990 var brutto innenlandsk forbruk av elektrisitet på 106 TWh. I 2015 var tilsvarende forbruk økt til 133 TWh, jf. figur 2.12. Den største veksten fant sted i perioden 1990–2000. I dette tiåret økte forbruket med 17 prosent. I perioden etter årtusenskiftet har veksten i elektrisitetsbruken variert mer fra år til år, avhengig temperatur og økonomiske forhold.

Figur 2.12 Utviklingen i årlig elektrisitetsforbruk og maksimalt effektuttak, 1980–2015. Prosentvis endring siden 1980.

Figur 2.12 Utviklingen i årlig elektrisitetsforbruk og maksimalt effektuttak, 1980–2015. Prosentvis endring siden 1980.

Kilde: NVE, Statnett

På samme måte som for energibruken, har befolkningsveksten og den økonomiske veksten vært viktige drivere i utviklingen av elektrisitetsforbruket. Det innenlandske elektrisitetsforbruket per innbygger har imidlertid falt, og elektrisitetsforbruket per innbygger i husholdningene ligger i dag på omtrent samme nivå som i 1990.

Nærmere om effektforbruket

Forbruket av elektrisitet varierer over døgnet og året, avhengig av temperaturer og aktivitet i næringsliv og i husholdningene. Typisk er forbruksuttaket av strøm lavest på nattestid og høyest på morgenen og ettermiddagen. Den høye andelen elektrisitetsforbruk til oppvarming innebærer at det på kalde vintersdager vil være enkelte timer med topper i elektrisitetsforbruket.

Mens elektrisitetsforbruket angir forbruket over tid, kalles forbruket av strøm i et enkelt øyeblikk for effektforbruk. Selv om effektuttaket vil variere med temperaturer, har trenden vært at effektforbruket øker i tråd med veksten i det generelle elektrisitetsforbruket. I 1990 var maksimalt effektuttak 18,42 GW. Den 21. januar 2016 ble det registrert en ny forbruksrekord, med et effektuttak på 24,49 GW i timen mellom 8 og 9 om morgenen jf. figur 2.12. Effektuttaket har dermed økt med 33 prosent siden 1990, og har hatt en sterkere vekst enn elektrisitetsbruken. Dette er utviklingstrekk som forventes å prege det norske kraftforbruket fremover, jf kap. 9.

3 Hovedtrekk i den norske energiforsyningen

3.1 Innledning

Energiforsyningen i Norge består av alle deler av energisektoren innenlands som produserer, omsetter og frakter energi til sluttbrukere. Kraftforsyningen utgjør den største delen av norsk energiforsyning.

Boks 3.1 The Global Energy Architecture Performance Index (EAPI)

EPAI-indeksen gir en vurdering av hvor godt de nasjonale energisystemene samlet sett fungerer i ulike land. 125 land er vurderte ut fra tre hovedkriterier: Energisystemets effekt på økonomisk vekst, klima- og miljøpåvirkning og energitilgang- og sikkerhet. Indeksen er utviklet av World Economic Forum.

Den norske energisektoren har vært rangert som enten nummer en eller to siden indeksen ble lansert i 2013. Norge skårer høyest av alle land innenfor energitilgang- og sikkerhet.

3.2 Egenskaper ved den norske kraftforsyningen

Den norske kraftforsyningen har en normalårsproduksjon på om lag 138 TWh. Av dette står fornybar kraft for om lag 98 prosent. Den norske kraftsektoren har dermed den høyeste fornybarandelen og de laveste utslippene i Europa. Med en tilsvarende elektrisitetsmiks som gjennomsnittet i EU, ville Norges totale utslipp av CO2 vært mer enn det dobbelte av i dag.

Boks 3.2 Hovedegenskaper ved den norske kraftforsyningen

  • Fornybar

  • Fleksibel

  • Markedsbasert

  • Integrert

  • Sikker

Boks 3.3 Energiforsyningens utvikling i Norge 1

Historien om tilgang på energi i Norge er i stor grad en historie om økonomisk vekst og økt levestandard for folk flest. Rundt 1900 var elektrisitet sett på som en luksusvare og hadde liten utbredelse sammenliknet med andre energikilder. Mesteparten av befolkningen brukte fortsatt parafin- og gasslamper, talg- og stearinlys som belysning og ved, torv, kull og koks til oppvarming.

Fra midten av 1800-tallet vokste det frem relativt store gassnettverk i de største byene som ble brukt til belysning på gateplan og i store bygg. Gassverkene, som baserte seg på gassifisering av kull og koks, økte i popularitet og ble etablert i perioden 1848 (Christiania) til 1913 (Lillehammer). Etter hvert økte bruksområdene, og Bergens Gassverk ble landets største. I 1954 leverte de gass til 44 914 apparater som hovedsakelig varmet opp vann og kokeplater. Gassverkene var en viktig del av norsk energiforsyning svært lenge, og det var i Oslo og Bergen de var i virksomhet lengst. Gassverkene i disse byene ble lagt ned i henholdsvis 1978 og 1984.

Allerede rundt århundreskiftet ble elektrisitetsverkene en sterkere konkurrent for gassen. De første elektrisitetsverkene ble etablert i privat regi og ofte til industrielle formål. Det var i denne perioden at norsk industriell utvikling skjøt fart. I 1930 var energibruken i den kraftintensive industrien nesten 6 TWh, dvs. ¾ av all norsk elektrisitetsbruk.

Elektrisitet ble etter hvert anerkjent som et fellesgode, spesielt i byene. Bruken av koks, kull og ved til oppvarming og matlaging førte til store miljøbelastninger og dårlig luftkvalitet i byene. Hammerfest var den første byen til å vedta kommunal elektrisitetsforsyning i 1890, og frem mot århundreskiftet sto flere kommunale elektrisitetsverk ferdige. Oslo fikk sitt i 1892, mens Bergen og Trondheim fulgte etter i 1900 og 1901. De første verkene var gjerne dampdrevne og ble fyrt med kull. I starten var formålet med elektrisiteten først og fremst gatebelysning, men privilegerte kunder kunne også abonnere på strøm til bue- og glødelampene sine.

Etter hvert kom også kravene om at flere mennesker og større deler av byene måtte få tilgang til elektrisitet. Med dette økte både produksjonen og forbruket, og vannkraften ble i økende grad tatt i bruk. Utover 1920- og 30-tallet fikk elektrisiteten stadig flere bruksområder. Apparater som strykejern, kokeplater og varmeovner fikk større utbredelse, noe som gjorde arbeidet i hjemmet veldig mye enklere.

Tilgangen til elektrisitet i Norge var i høy grad avhengig av hvor man bodde. I 1945 hadde nesten alle boliger i Oslo, Akershus og Bergen tilgang til elektrisitet, mens bare 42 prosent av innbyggerne i Nordland og Troms hadde strøm i hjemmene sine.

Etter krigen vokste både utbyggingsraten og forbruket i en forrykende fart, både i hjemmene og i industrien. I 1960 hadde tilnærmet alle, unntatt en liten andel i Finnmark, tilgang til strøm i hjemmene sine. Strømmen ble brukt til elektriske apparater og til oppvarming, men oljefyring og ved var fortsatt populære oppvarmingskilder. I samme periode ble industrien en stadig større og viktigere næring. I 1970 var energibruken i denne sektoren på om lag samme nivå som i dag. Elektrisitetsforbruket var noe lavere den gang, så sammensetningen av energibærere har endret seg. Oljeprodukter var den nest største energibæreren. Oljekrisen på 1970-tallet hadde store konsekvenser for det norske oljeforbruket, og førte til at det falt markant. I denne perioden økte elektrisitetsforbruket på bekostning av oljen, særlig innenfor oppvarming og industri.

Økende motstand mot nye utbygginger på 1970- og 1980-tallet på grunn av miljøhensyn førte til økt oppmerksomhet om ENØK-tiltak og fjernvarmeutbygging. Dette skjøt fart på starten av 2000-tallet. I dag finnes det fjernvarmenettverk i de aller fleste norske byer, og varmepumper forsyner norske bygninger med om lag 10 TWh varme årlig. De siste tiårene er det også bygget gasskraftverk og vindkraftverk. Men det er fortsatt vannkraften som dominerer elektrisitetsforsyningen vår.

Figur 3.1 Strømleveringsbetingelser fra Vaaler kommunes electrisitetssanlegg 1931.

Figur 3.1 Strømleveringsbetingelser fra Vaaler kommunes electrisitetssanlegg 1931.

I Vaaler kommune kostet det i 1931 320 kroner per installert kW. Salget skjedde på samme måte som i dag, med å måle hvor mye strøm som ble brukt. Prisen lå fast på 40 øre/kWh, som tilsvarer om lag 14 kroner/kWh i dagens kroneverdi. Prisene var mye høyere enn i dag, men volumene var også mindre. Forbruket ble målt med en såkalt vippemåler. Brukte man mer effekt enn abonnementet tilsa, måtte man betale dobbel pris på overforbruket sitt. Hvis man visste at forbruket skulle bli høyt en kveld, fantes det egne tariffer for festbelysning. Da måtte man varsle elektrisitetsverket, og fikk så egne priser for dette. Selv uten elektrisitetsmarkeder fantes det ordninger som prøvde å legge til rette for at folk skulle tilpasse forbruket sitt til produksjonen.

1 Kilder: OED, SSB og Hafslund

Kraftmarkedet i Norge ble deregulert i 1991, jf. boks 3.4. Få land hadde på det tidspunktet et markedsbasert kraftsystem. Markedet er i dag en grunnleggende del av den norske kraftforsyningen. Kraftprisene gir signaler om den underliggende ressursbalansen, samtidig som markedet bidrar til å balansere produksjon, forbruk og overføring av strøm på kort sikt.

I Norge utgjør vannkraft hoveddelen av kraftforsyningen, og ressursgrunnlaget avhenger av nedbørsmengden. Dette er annerledes enn for de termiske kraftsystemene i Europa, der brensel er tilgjengelig i markedene og produksjonsevnen i stor grad er gitt ut i fra den installerte kapasiteten.

Et særtrekk ved Norges fornybare kraftforsyning er muligheten til å lagre energi. Norge har halvparten av Europas magasinkapasitet, og over 75 prosent av produksjonskapasiteten er regulerbar8. Særlig for større vannkraftverk gir magasinene en mulighet til separasjon i tid mellom tilsig og produksjon, innenfor de begrensninger som er gitt av konsesjon og vannvei. Magasinkraftverkene har høy fleksibilitet og kan reguleres raskt, til lave kostnader.Elvekraftverk, og mange av de små vannkraftverkene, har mer begrensede lagringsmuligheter. Slike kraftverk må produsere når energien er tilgjengelig. Det samme gjelder vindkraft. Uregulerbar kraftproduksjon kan reguleres ned om det er overskudd, men kan ikke reguleres opp i perioder med lite vann eller vind. I kraftsystemet som helhet er det behov for å balansere forbruk og produksjon gjennom døgnet og innenfor den enkelte timen. Et stort innslag av uregulerbar produksjon stiller større krav til fleksibilitet i detresterende kraftsystemet.

Lokaliseringen av fornybar kraftproduksjon er i all hovedsak basert på ressurstilgangen. Produksjonskapasiteten er derfor ujevnt fordelt regionalt. Overføringsnettet er avgjørende for at kraften kan overføres til forbrukere i ulike deler av landet. Et sammenhengende og godt utbygd overføringsnett er en forutsetning for et velfungerende kraftmarked og en sikker kraftforsyning.

Norge er tett integrert med de nordiske kraftsystemene både markedsmessig og fysisk. Utviklingen i våre naboland er av stor betydning for det norske kraftsystemet. Særlig har tilgangen på væruavhengig produksjon vært viktig. Det nordiske markedet er videre integrert med Europa gjennom overføringsforbindelser for kraft til Nederland, Tyskland, Baltikum, Polen og Russland. Dette gjør at prisutviklingen i Norge er nært knyttet til utviklingen i de europeiske energimarkedene.

Tilknytningen til andre lands kraftsystemer, et velutbygd overføringsnett og vannkraftens produksjonsegenskaper gir samlet sett den norske kraftforsyningen stor fleksibilitet og reduserer sårbarheten for vekslende produksjon over sesonger og år.

Boks 3.4 25 år med en markedsbasert kraftforsyning1

Norge var tidlig ute med innføringen av en markedsbasert omsetning for kraft. I Norge ble det ikke lagt opp til noen trinnvis overgang til markedet, slik det ble gjort i mange europeiske land. I prinsippet ble markedet åpnet for alle kunder fra starten2, og Norge var det første landet med markedsadgang for husholdningskundene.

Kraftbørsen Statnett Marked AS (i dag Nord Pool) ble opprettet i 1993. Vannkraftens varierende produksjon i ulike deler av landet ga behov for markedsordninger og handel også før dette. I 1971 opprettet produsentene i Norge en kraftbørs for omsetning av tilfeldig kraft, kalt Samkjøringen. Foreningen Samkjøringen ble etablert allerede i 1931, basert på samarbeid og kraftutveksling som hadde funnet sted mellom elektrisitetsverkene i mange år.

I dag er alle de nordiske landene tett integrert i et felles kraftmarked, både fysisk og finansielt. Sentralt i markedet står kraftbørsen Nord Pool. Dette ble verdens første internasjonale børs for omsetning av elektrisk energi, etter at Sverige, Danmark og Finland kom med fra 1996 og utover. Gjennom overføringsforbindelene og sammenkobling av børser er Norden også integrert fysisk og finansielt med de europeiske kraftmarkedet.

1 Kilde: Statens Nett: Dag Ove Skjold og Lars Thue, Universitetsforslaget 2007.

2 Det var de første årene et gebyr for å bytte leverandør.

3.3 En markedsbasert kraftforsyning

Markedet har stor betydning for at ressursene utnyttes effektivt og for forsyningssikkerheten i kraftsystemet.

Kraftprisene gir signaler om hvor stor knapphet det er på strøm, og bidrar til at det investeres tilstrekkelig i ny kraftproduksjon. Den kortsiktige markedstilpasningen og et tilstrekkelig utbygd overføringsnett sørger for at det er de rimeligste produksjonsressursene som blir tatt i bruk først.

De fysiske egenskapene til strømforsyningen gjør det nødvendig å sikre at produksjon, forbruk og strømnettet til enhver tid er koordinert og at nødvendige sikkerhetsmarginer overholdes. Markedslikevekten settes i spotmarkedet en dag i forveien. I intradagmarkedet kan produsenter og leverandører handle seg i balanse helt frem til den aktuelle driftstimen. Markedsorganiseringen bidrar på denne måten til balanse i kraftsystemet.

Kraftmarkedet deles inn i et engrosmarked og et sluttbrukermarked. I engrosmarkedet handles store kraftvolum mellom kraftprodusenter, kraftleverandører, meglere, energiselskaper og store forbrukere. I sluttbrukermarkedet er det den enkelte forbruker som inngår avtale om kjøp av kraft fra en fritt valgt kraftleverandør.

Figur 3.2 Illustrasjon av kraftmarkedet.

Figur 3.2 Illustrasjon av kraftmarkedet.

3.3.1 Engrosmarkedet og markeder for reserver

Engrosmarkedet består av flere organiserte markeder hvor aktørene legger inn bud og hvor det fastsettes priser:

  • Elspot – day-aheadmarked

  • Elbas – kontinuerlig intradagmarked

  • Balansemarkeder

Elspot og Elbas driftes av Nord Pool. Statnett drifter balansemarkedene. For å få tilgang til å handle i engrosmarkedet, er det krav om at aktører inngår en balanseavtale med Statnett som er avregningsansvarlig. Aktøren må enten selv være balanseansvarlig, eller ha en avtale med en balanseansvarlig som håndterer aktørens ubalanse mot avregningsansvarlig. Med balanse menes i denne sammenheng at avtalt forbruk eller produksjon må være lik faktisk forbruk eller produsert volum.

Elspot (day-aheadmarked) er hovedmarkedet for krafthandel i Norden og Baltikum, hvor mesteparten av volumene på Nord Pool handles. I Elspot handles det kontrakter med levering av fysisk kraft time for time i neste døgn. Elspotmarkedet er koblet med spotmarkedene i store deler av Europa gjennom såkalt implisitt auksjon9. Systemprisen og områdepriser fastsettes i elspotmarkedet. Det nordiske kraftmarkedet er også priskoblet med store deler av Europa10. Priskoblingen betyr at spotpriser i de ulike områdene kalkuleres med samme prisalgoritme, til samme tid hver dag.

I intradagmarkedet, Elbas, handles det kontinuerlig i tidsrommet mellom klareringen i Elspotmarkedet og frem til én time før driftstimen. Intradagmarkedet gir aktørene en mulighet til å handle seg i balanse dersom de ser at faktisk produksjon eller forbruk blir annerledes enn deres meldte posisjon i Elspotmarkedet. I motsetning til Elspot, som har implisitt auksjon, har Elbas kontinuerlig handel11. Elbas er i dag et felles intradagmarked for Norden, Baltikum, Tyskland og Storbritannia.

Boks 3.5 Prisdannelsen i kraftmarkedet

Hver dag beregner kraftbørsen Nord Pool systemprisen for kraft det kommende døgnet. Produsentene melder inn hvor mye de ønsker å produsere til et gitt prisnivå. Budene gjenspeiler den verdi produsenten mener produksjonen har, som i stor grad er knyttet til de løpende produksjonskostnadene ved kraftverket. Forbrukerne melder hvor mye de vil bruke til ulike prisnivå. Ut fra de bud som kommer inn på tilbuds- og etterspørselssiden, blir prisen bestemt av det som gir likevekt mellom produksjon og forbruk.

I markedslikevekten er det kostnadene ved å produsere kraft i den «siste» kraftenheten, marginalkostnaden, som setter prisen. Dette sørger for at det er de rimeligste energiressursene som benyttes, slik at kraftbehovet blir dekket til en lavest mulig kostnad for samfunnet. Den høye utvekslingskapasiteten mot utlandet gjør at prisnivået i Norge i stor grad påvirkes av kostnadene ved å produsere kraft i termiske kraftverk, spesielt prisen på kull, gass og utslippskvoter. Den fornybare produksjonen og forbruksmengden i landene vi er knyttet til spiller også inn.

En stor andel vannkraft i den norske og svenske produksjonsmiksen gjør at variasjonen i tilsig til vannmagasinene har stor effekt på prisvariasjonen i Norden. I perioder med høyt tilsig er det stort tilbud av kraft og prisene presses nedover. I år med lite nedbør og mindre tilsig øker prisene. Det samme gjelder for perioder med mye eller lite vind. Markedsprisen påvirkes også av temperatursvingninger, da dette blant annet virker inn på oppvarmingsbehovet i husholdningene.

Som følge av begrensinger i overføringskapasiteten for kraft, vil det i perioder være behov for forskjellige områdepriser for å balansere tilbud og etterspørsel etter kraft regionalt. Inndeling i prisområder betyr ikke at det automatisk oppstår ulike priser, men det vil være tilfelle i perioder der overføringskapasiteten reelt sett begrenser flyten mellom områdene. Den største flaskehalsen i det norske kraftnettet i dag ligger mellom Sør-Norge og Midt-Norge. Det har ført til at de to nordligste prisområdene ofte har like priser som Nord-Sverige, der det er bedre overføringskapasitet enn til Sør-Norge.

Prisutviklingen på kraft har variert betydelig over tid. Figur 3.3 illustrerer hvordan prisen i ulike perioder har tilpasset seg markedsutviklingen i den norske kraftforsyningen. Etter dereguleringen i 1991 fulgte en periode med et gjennomsnittlig lavt prisnivå, som følge av et overskudd på kraft. Kraftprisene på 2000-tallet var preget av et marked i vekst og økende brensels- og kvotepriser. De siste årene har denne trenden snudd. Den norske kraftprisutviklingen preges av et betydelig prisfall i de europeiske energimarkedene, stor utbygging av fornybar kraft i Norden, svak vekst i etterspørselen og høyt tilsig til vannkraften. Gjennomsnittlig systempris i 2015 ble 18,8 øre/kWh, den laveste siden starten av 2000-tallet. De lave kraftprisene gir i dag utfordringer for lønnsomheten innen både investering og drift i den norske og nordiske kraftproduksjonen.

Figur 3.3 Spotprisen på kraft fra 1990–2015.

Figur 3.3 Spotprisen på kraft fra 1990–2015.

Kilde: NVE

Selv om Elspot- og Elbasmarkedet skaper balanse mellom planlagt produksjon og forbruk, vil det stadig være hendelser som forstyrrer balansen i driftstimen, jf kap. 3.6.2. Dette er noe av bakgrunnen for et nordisk prosjekt som skal analysere virkningen av en finere tidsoppløsning i day-aheadmarkedet, slik at en enda større andel av balanseringen vil skje der.

For å sikre den momentane balansen benytter Statnett balansemarkedene for å regulere forbruk/produksjon opp eller ned, avhengig av ubalansen. I Norden deles balansemarkedene inn i primærreserver, sekundærreserver og tertiærreserver. Primær- og sekundærreserver aktiveres automatisk som følge av endringer i frekvensen, mens tertiærreservene aktiveres manuelt av de nordiske systemoperatørene.

Ubalanser reguleres først ved hjelp av primærregulering. Statnett, som systemansvarlig, har ansvar for at det til enhver tid er nok primærreserver. Dersom ubalansene vedvarer over flere minutter, vil sekundærreguleringen ta over, og frigjør primærreguleringsressursene for regulering av nye ubalanser.

Systemansvarlig kjøper inn sekundærreserver i et eget ukemarked. Markedet for sekundærreserver ble åpnet i 2013. Ved ytterligere behov, aktiveres tertiærregulering, oftest omtalt som regulerkraft. Dette er manuelle reserver som har en aktiveringstid opp mot 15 minutter. Regulerkraftmarkedet (RK) er et felles balansemarked for det nordiske kraftsystemet.

Regulerkraftopsjonsmarkedet (RKOM) benyttes for å sikre at det er tilstrekkelig oppreguleringsressurser tilgjengelig i den norske delen av regulerkraftmarkedet. RKOM er et opsjonsmarked hvor tilbydere får betalt for å garantere at de deltar i regulerkraftmarkedet, uavhengig av om ressursene benyttes eller ikke.

3.3.2 Sluttbrukermarkedet og sluttbrukerpris

Konkurranse i sluttbrukermarkedet sikrer at sluttbrukere får mulighet til å velge forskjellige kontrakter tilpasset den enkelte sluttbrukerens behov. Kraften som mates inn på nettet følger fysiske lover, og det er ikke mulig å skille ulike kraftleveranser fra hverandre. En forbruker som slår på strømmen kan ikke vite hvem som har produsert kraften han benytter eller hvor langt den er transportert gjennom kraftnettet. Nettselskapene holder imidlertid regnskap med hvor mye kraft den enkelte produsent leverer og hvor mye den enkelte forbruker tar ut. Dette danner grunnlaget for avregning. Produsenter får betalt for den mengden kraft de leverer, og sluttbrukere betaler for sitt forbruk.

Den totale strømregningen for en sluttbruker består av flere komponenter jf. figur 3.4: Kraftprisen, kostnad for bruk av overføringsnettet (nettleie), forbruksavgift på elektrisk kraft (elavgift) og merverdiavgift. I tillegg kommer et påslag som er øremerket Energifondet (Enova) og betaling for elsertifikater. Elavgiften og Enovapåslaget er politisk bestemte størrelser, mens kostnaden til elsertifikatene varierer med det tilhørende sertifikatmarkedet. Nettleien fastsettes av nettselskapene basert på en inntektsramme og prinsipper for tariffering gitt av NVE. Nettleien reflekterer kostnadene ved å transportere strømmen frem til sluttbrukeren.

Figur 3.4 Utvikling i sluttbrukerprisen (årsforbruk 16 000 kWh) fordelt på komponenter i løpende priser og KPI-justert sluttbrukerpris i 2014-kroner.

Figur 3.4 Utvikling i sluttbrukerprisen (årsforbruk 16 000 kWh) fordelt på komponenter i løpende priser og KPI-justert sluttbrukerpris i 2014-kroner.

Kilde: NVE

Kraftprisens andel av sluttbrukerprisen avhenger av prisnivået i markedet gjennom året, jf. figur 3.4. Justert for inflasjon, var den gjennomsnittlige sluttbrukerprisen 72 øre/kWh mellom 1993 og 2000. I perioden frem til 2010 økte prisen til nærmere 100 øre/kWh. De siste fem årene har kraftprisene falt, noe som også har gitt lavere priser for sluttbrukerne. Dette til tross for en økning i de resterende komponentene på om lag 8 prosent.

3.4 En fornybar kraftforsyning

Den norske kraftforsyningen hadde per 1. januar 2015 en kapasitet på 33000 MW og en normalproduksjon på om lag 138 TWh. Produksjonsevnen har økt jevnt de siste 15 årene, både som følge av økt utbygging og større tilsig til vannkraftsystemet.12

Den norske vannkraften har en installert kapasitet på over 31000 MW, fordelt på om lag 1550 kraftverk. Vannkraften står for 96 prosent av den norske normalårsproduksjonen, og har en beregnet normalårsproduksjon på 132,3 TWh per år.

I perioden 1990–2015 er det bygget ut over 4000 MW ny vannkraftkapasitet i om lag 900 kraftverk. Den største utbyggingen har skjedd de siste ti årene. Ved utgangen av 2015 var det om lag 2,3 TWh (1000 MW) vannkraft under utbygging.

Varmekraften og vindkraftens andeler av kraftforsyningen har økt på 2000-tallet. Totalt står disse to teknologiene for om lag 4 prosent av normalårsproduksjonen og 4,5 prosent av den installerte kapasiteten i Norge.

Produksjonen fra vindkraft varierer med værforholdene. Vindforholdene kan variere mye mellom dager, uker og måneder. Ved utgangen av 2015 var det 25 vindkraftverk i Norge med en samlet installert kapasitet på 873 MW. Normalårsproduksjonen fra disse kraftverkene utgjør om lag 2,5 TWh. Det er flere vindkraftverk under planlegging. I februar 2016 besluttet Statkraft, TrønderEnergi og det europeiske investorkonsortiet Nordic Wind Power DA utbygging av seks vindparker på Fosen og i Snillfjord. Prosjektet vil ha en kapasitet på 1000 MW, og bli det største vindkraftprosjektet i Europa, med antatt årsproduksjon på om lag 3,4 TWh.

Varmekraftstasjonene i Norge er ofte lokalisert til større industribedrifter som selv har behov for elektrisiteten som produseres. Produksjonen følger derfor i stor grad kraftbehovet i industrien. Energiressursene som benyttes til kraftproduksjon i de termiske anleggene er blant annet kommunalt avfall, industriavfall, spillvarme, olje, naturgass og kull. De 33 varmekraftstasjonene i Norge har i dag en samlet installert kapasitet på om lag 730 MW13, og de siste tre årene har energiproduksjonen ligget forholdsvis stabilt på 3,5 TWh.

3.4.1 Magasiner og regulerbarhet

Vanntilsig og installert kapasitet danner grunnlag for hva den norske vannkraften kan produsere. Tilsigsforholdene varierer betydelig gjennom året og fra år til år, jf. figur 3.6.

Omtrent halve tilsiget til vannmagasinene kommer i løpet av snøsmeltingen på våren. Den regulerbare vannkraften kan ved hjelp av magasinene produsere kraft selv i perioder med lite nedbør og lavt tilsig. Tilgangen på stor magasinkapasitet gir mulighet til å utjevne produksjonen over år, sesonger, uker og døgn avhengig av markedsforhold. Produksjonen fra den uregulerbare vannkraften følger utviklingen i tilsiget. Slike kraftverk har stor produksjon gjennom vår og sommer, når forbruket er på sitt laveste.

Figur 3.5 Fornybar kraftproduksjon i Norge (normalårsproduksjon) fordelt på prisområde. TWh.

Figur 3.5 Fornybar kraftproduksjon i Norge (normalårsproduksjon) fordelt på prisområde. TWh.

Kilde: NVE

Norge har i dag over 1000 magasiner med en samlet kapasitet på 84 TWh. Om lag halvparten av den norske lagringskapasiteten dekkes av de 30 største magasinene. Samlet magasinkapasitet tilsvarer en evne til å lagre energi tilsvarende 70 prosent av det norske kraftforbruket. Størsteparten av magasinene ble bygd før 1990. Oppgraderinger og utvidelser av kraftverkene har økt evnen til å utnytte magasinene.

Reguleringsevnen til de ulike kraftverk og magasiner varierer. Noen vannkraftverk med små magasiner er regulerbare på kort sikt og kan flytte vann fra lavlasttimer på natten til høylasttimer på dagen. Andre kraftverk med større magasiner kan holde igjen vann i flomperioden på våren og deretter produsere vinterstid når forbruket er størst og prisnivået høyest. Blåsjø er Norges største magasin med en kapasitet på 7,8 TWh. Magasinet rommer tre års normaltilsig, men kan med full produksjon tømmes i løpet av 7–8 måneder. Hensikten med så store magasiner er å kunne lagre vann i nedbørsrike år til bruk i nedbørfattige år. En stor del av magasinkapasiteten i Norge er i fjellområdene i Sør-Norge, spesielt i Telemark, og i Vestlandsfylkene (Rogaland, Hordaland og Sogn og Fjordane) og i Nordland.

Magasinene gir mulighet til å disponere vannet slik at det skapes størst mulig inntekter fra vannressursene. For samfunnet som helhet er målet å fordele produksjonen i tid slik at det tilsiget av vann utnyttes best mulig over året og eventuelt mellom år. En grunnleggende forutsetning for dette er at produsentene står overfor økonomiske insentiver som reflekterer de underliggende fysiske forholdene. Markedet har derfor en viktig rolle i å sikre en effektiv disponering av vannet i magasinene.

Figur 3.6 A) Tilsigsvariasjon, 1990–2015 og normalårstilsig gitt produksjonskapasitet per 01.01.2015. B) Tilsig, forbruk og produksjon av kraft i Norge i 2014.

Figur 3.6 A) Tilsigsvariasjon, 1990–2015 og normalårstilsig gitt produksjonskapasitet per 01.01.2015. B) Tilsig, forbruk og produksjon av kraft i Norge i 2014.

Kilde: NVE, Nordpool Spot

3.4.2 Kraftbalansen

Kraftbalansen uttrykker forholdet mellom produksjon og forbruk, og hvorvidt det i et enkelt år er eksport eller import fra det norske kraftsystemet. Det er store variasjoner i kraftbalansen fra år til år. Bare de siste fem årene har utfallsrommet vært på om lag 25 TWh. Forbruket varierer i stor grad med temperaturene, og kraftproduksjonen varierer med tilsig og vindforhold. Den underliggende ressurssituasjonen i den norske kraftforsyningen kan illustreres ved å ta utgangspunkt i den norske produksjonsevnen i et normalt år sammenstilt med det temperaturkorrigerte kraftforbruket, jf. figur 3.7. Ved inngangen til 90-tallet var det et betydelig overskudd i det norske kraftsystemet som ble synligjort ved dereguleringen av markedet. Etter en periode med fallende investeringer i ny kraftproduksjon og en relativt høy vekst i forbruket, ble kraftoverskuddet redusert utover 2000 tallet. Etter finanskrisen i 2008–2009 har svakere forbruksutvikling og økt kraftproduksjon bidratt til et voksende kraftoverskudd. De siste årene har vært preget av synkende kraftpriser. Nye investeringer har hovedsakelig vært drevet frem av elsertifikatordningen. Differansen mellom midlere produksjonsevne og temperaturkorrigert forbruk har variert mellom 5 og 11 TWh/år.

Boks 3.6 Produsentenes markedstilpasning

En vannkraftprodusent har lave variable kostnader siden innsatsfaktoren, vann, er gratis. Eieren av et elvekraftverk vil derfor være villig til å produsere til priser rett over null. Det samme prinsippet gjelder uregulerbare teknologier som vind- og solkraft. Uregulerbar produksjon skjer generelt uavhengig av pris, men varierer med værforholdene. For termiske kraft, som kull, gass- og kjernekraftverk er det lønnsomt å produsere så lenge kraftprisen dekker produksjonskostnaden i den aktuelle driftstimen1. Disse kostnadene vil i stor grad avhenge av prisen på kull, gass og utslippskvoter for CO2.

For en vannkraftprodusent som har magasiner og muligheten til å lagre vannet vil vurderingen være annerledes. Slike produsenter må til enhver tid vurdere om det skal produseres i dag, eller om vannet skal holdes tilbake for å kunne få en høyere pris på et senere tidspunkt. Det er forskjellen mellom den faktiske og den forventede kraftprisen som eventuelt gjør det lønnsomt å lagre vannet for korte eller lengre perioder.

Den grunnleggende utfordringen ved disponeringen av vannkraftmagasinene er at ingen vet sikkert hvor mye tilsig kraftverkene får fremover, eller hvordan markedsforholdene vil utvikle seg. Magasindisponeringen krever derfor betydelig lokalkunnskap og evne til å tolke stadig ny, kompleks og usikker informasjon om tilsig, forbruk og markedsutvikling.

De norske magasinkraftverkene regulerer også produksjonen etter den kortsiktige prisutviklingen, som i stor grad henger sammen med produksjonsmengden fra den uregulerbare kraftproduksjonen i Norden og Europa. Et velfungerende kraftmarked bidrar til at magasinkraftverkene tilpasser produksjonen i forhold til kraftbehovet, de øvrige nordiske produksjonsressursene og krafthandelen med kontinentet.

1 På grunn av kostnader ved å øke og redusere produksjonen i termiske kraftverk kan en produsent også være villig til å produsere til en pris lavere enn produksjonskostnaden i en kortere periode.

Selv med en god kraftbalanse kan svikt i tilsiget og hendelser utenfor Norge i perioder gi utfordringer for kraftforsyningen. Forsyningssikkerheten kom i fokus vinteren 2009/2010 som følge av en kombinasjon av kaldt vær, tilsigsvikt og en betydelig reduksjon i tilgjengeligheten ved svenske kjernekraftverk. Vinteren 2010/2011 var også preget av rekordlave magasinfyllinger og rekordhøye kraftpriser i enkelte timer, som følge av en lengre periode med lave temperaturer og tilsig.

3.5 Et integrert kraftmarked

Norge er en del av et felles nordisk kraftmarked som er tett integrert både fysisk, finansielt og regulatorisk. Det nordiske kraftmarkedet er videre integrert i det europeiske kraftmarkedet gjennom overføringsforbindelser til Nederland (fra Norge), Tyskland, Baltikum og Polen14. Norges utvekslingskapasitet med utlandet er på rundt 6000 MW, eller nærmere 20 prosent av installert produksjonskapasitet. Om lag 90 prosent av utvekslingskapasiteten er knyttet til Norden.

I oktober 2014 fikk Statnett konsesjon til ytterligere to nye utenlandsforbindelser, én til Tyskland og én til Storbritannia. Disse forbindelsene vil innebære en økning av dagens utvekslingskapasitet med over 45 prosent.

3.5.1 Nordisk kraftmarked

Internordisk samarbeid på kraftområdet har foregått siden kraftprodusentene i Sør-Sverige og Østersund knyttet seg sammen gjennom en sjøkabel over Østersund tidlig i forrige århundre. Men det var først på 1960 tallet at de nordiske kraftsystemene for alvor ble integrert. I 1959 kom den første forbindelsen mellom Sverige og Finland, etterfulgt av den første forbindelsen mellom Norge og Sverige ved etableringen av Nea-Jærpstrømmen i 1960. I løpet av de neste 20 årene ble det bygd flere større overføringer mellom de nordiske landene. Senest i 2014 ble det satt i drift en ny kabel mellom Norge og Danmark. Norge, Sverige, Finland og deler av Danmark er i dag et felles synkronområde, som innebærer felles frekvens.

Sammenkoblingen av de nordiske markedene har styrket forsyningssikkerheten, redusert de samlede kostnadene i kraftforsyningen og lagt til rette for en økende andel fornybar produksjon. Det norske og svenske kraftsystemet er sårbart for de samme værmessige variasjonene på grunn av vannkraftens rolle i begge landene. Tilknytningen til væruavhengig produksjon har derfor stor betydning for forsyningssikkerheten. Samtidig kan norske magasinkraftverk levere kortsiktig fleksibilitet i markeder som er basert på termiske produksjonsteknologier. Dette har blant annet vært viktig for den danske vindkraftutbyggingen, og i senere år også den svenske.

Figur 3.7 Produksjonsevne og temperaturkorrigert forbruk 1990–20151, TWh.

Figur 3.7 Produksjonsevne og temperaturkorrigert forbruk 1990–20151, TWh.

1 Foreløpige tall for 2015.

Kilde: NVE

Figur 3.8 Sammensetning av kraftproduksjon i Norden (eks Island) i 2014 fordelt på teknologi.

Figur 3.8 Sammensetning av kraftproduksjon i Norden (eks Island) i 2014 fordelt på teknologi.

Sirklenes areal tilsvarer størrelse på produksjonen (både mellom land og teknologier).

Kilde: NVE

Boks 3.7 Nytten av krafthandel

Gjennom kraftutveksling er det mulig å dra gjensidig nytte av forskjeller i naturressurser, produksjonssystemer og forbruksmønstre. Et samspill mellom flere land bidrar til at de samlede kostnadene blir lavere enn om hvert land skal løse utfordringene alene.

Kraftutvekslingen er organisert med det formål at kraften til enhver tid skal flyte dit hvor den har størst verdi, det vil si fra områder med lav pris til områder med høy pris. Kraftutveksling mellom Norges vannkraftbaserte system og termiske kraftsystemer på kontinentet over ulike perioder illustrerer dette. Det norske kraftsystemet har relativ flat prisstruktur som følge av at det er små kostnader ved å regulere produksjonen opp og ned. I termiske kraftsystemer er det kostbart å regulere produksjonen, og man ser derfor en større variasjon i prisen på kraft over døgnet, jf. figur 3.9. Forskjellene i prisstruktur gjør at Norge kan importere relativt rimelig kraft fra utlandet om natten og eksportere kraft om dagen, når forbruket og prisene er høyere.

Sett over året er den norske krafteksporten tradisjonelt sett høyest i sommerhalvåret når tilsiget er høyt og det norske forbruket er lavt. Importen er som regel størst om vinteren når de norske kraftprisene er høyest. På denne måten demper kraftutvekslingen prisoppgangen i Norge på vinteren, samtidig som prisene på sommerhalvåret øker. På samme måte gir handel tilgang til relativt billig kraft i tørrår, og øker verdien på den norske kraften i overskuddsår.

Figur 3.9 Gjennomsnittlig prisprofil gjennom uka, Oslo og Tyskland, 2011–2014.

Figur 3.9 Gjennomsnittlig prisprofil gjennom uka, Oslo og Tyskland, 2011–2014.

Kilde: NVE

Den nordiske produksjonen er i dag sammensatt av et bredt spekter av kraftteknologier. Dette gir god forsyningssikkerhet og høy fleksibilitet. Den samlede magasinkapasiteten i vannkraften er over 123 TWh (84 TWh I Norge, 34 TWh i Sverige og 5 TWh i Finland). Deler av den termiske produksjonen kan også reguleres ved behov. Den regulerbare termiske produksjonen er imidlertid nedadgående, samtidig som andelen uregulerbar produksjon øker. Kjernekraften og de termiske kraftverkene er en viktig del av grunnlasten i det nordiske kraftsystemet.

3.5.2 Norsk krafthandel

Siden 1990 har den norske overføringskapasiteten økt med over 2000 MW, i hovedsak gjennom nye overføringsforbindelser til Danmark og Nederland. Norge har vært nettoeksportør i 17 av de siste 25 årene, jf figur 3.10. Perioden fra midten av 90-tallet til midten av 2000-tallet var preget av flere år med nettoimport av kraft enn tidligere. De siste ti årene har kraftbalansen bedret seg, og Norge har hatt en gjennomsnittlig nettoeksport på omtrent 8 TWh per år. 2015 var preget av høyt tilsig til magasinene, noe som ga gode produksjonsforhold. Som følge av dette hadde Norge en nettoeksport på 14,6 TWh i 2015.

Andelen import og eksport varierer både fra år til år og mellom ulike perioder av året. Generelt har Norge en forholdsvis balansert handel med både Danmark og Sverige, der kraftutvekslingen i stor grad drives av kortsiktige endringer i forbruk og produksjon. Etter hvert som vindkraft har fått stadig større innslag i den nordiske produksjonsmiksen har vindforholdene fått stor betydning for kraftflyten innad i Norden. Når det blåser mye i våre naboland presses de nordiske kraftprisene nedover. På grunn av fleksibiliteten til den norske vannkraften kan de norske produsentene spare vannet i magasinene slik at innenlands forbruk i større grad forsynes av import fra utlandet. Motsatt kan Norge eksportere kraft i vindstille perioder, når kraftprisen er høyere.

Utvekslingsmønsteret mot Nederland er noe mindre balansert. Norge har vært nettoeksportør i 7 av de 8 årene Norned-kabelen har vært i drift. Nederland har et kraftsystem som i større grad er basert på termisk produksjon, der kostnadene ved å produsere gass- og kullkraft bestemmer prisen i store deler av året. Så lenge det nederlandske prisnivået ligger over det norske vil kraften flyte i retning Nederland. Når ressurssituasjonen i Norge er knapp, vil det norske prisnivået kunne øke og kraftflyten periodevis skifte retning.

I 2015 ble det handlet totalt 29,4 TWh over overføringsforbindelsen fra Norge. Omtrent 45 prosent av dette volumet var utveksling med Sverige, 30 prosent med Danmark, mens Nederland utgjorde om lag 20 prosent. Handelsvolumet til Russland og Finland utgjorde til sammen i underkant av 1 prosent.

Figur 3.10 Norsk kraftutveksling 1990–2015.

Figur 3.10 Norsk kraftutveksling 1990–2015.

Kilde: SSB, NVE

3.6 En sikker strømforsyning

Forsyningssikkerheten for strøm i Norge er god. Markedet har en sentral rolle i å skape løpende balanse mellom produksjon og forbruk. Statnett er systemansvarlig for det norske kraftsystemet, og samarbeider også med de nordiske landene om driften.

3.6.1 Forsyningssikkerhet

Forsyningssikkerhet defineres som kraftsystemets evne til kontinuerlig å levere strøm av en gitt kvalitet til sluttbrukere, og omfatter både energisikkerhet, effektsikkerhet og driftssikkerhet, jf. boks 3.8.

Boks 3.8 Forsyningssikkerhet er energi-, effekt- og driftssikkerhet

  • Energisikkerhet er definert som kraftsystemets evne til å dekke energibruken. Energiknapphet eller svikt i energisikkerhet karakteriseres ved redusert produksjon av elektrisk energi på grunn av mangel på primærenergi (vann, gass, kull etc.).

  • Effektsikkerhet defineres som kraftsystemets evne til å dekke momentan belastning, og karakteriseres ved tilgjengelig kapasitet i installert kraftproduksjon eller i kraftnettet. Mens energiknapphet handler om situasjoner som kan vare i flere uker, handler effektknapphet om kapasiteten i enkelttimer med høyt forbruk.

  • Driftssikkerhet defineres som kraftsystemets evne til å motstå driftsforstyrrelser uten at gitte grenser overskrides. Med gitte grenser siktes det til grenseverdier for frekvens, spenning og termisk overføringskapasitet på kabler og ledninger. Termisk overføringskapasitet er den maksimale mengden strøm en ledning kan overføre og samtidig forhindre eventuelle materialskader på grunn av for høy temperatur. Driftssikkerhet gjelder den kontinuerlige driften av kraftsystemet, helt ned på minutt- og sekundnivå. Blant annet kan feil ved komponenter eller styringssystemer påvirke driftssikkerheten.

Energiknapphet og SAKS-tiltak

Forsyningssikkerheten for energi har i perioder hatt stor oppmerksomhet i Norge som følge av varierende produksjonstilgang fra vannkraftsystemet. Situasjonen vinteren 2002/2003 førte blant annet til innføringen av nye tiltak for svært anstrengte kraftsituasjoner. Også senere har det vært perioder der tilsigssvikt sammen med andre hendelser har gitt høye kraftpriser gjennom vinteren, jf. kap. 3.4.2.

Statnett som systemansvarlig vurderer energisituasjonen basert på sannsynligheten for rasjonering. En svært anstrengt kraftsituasjon (SAKS) er en situasjon der sannsynligheten for rasjonering vurderes til å være over 50 prosent. Statnett må søke NVE om tillatelse til å bruke ekstraordinære SAKS-tiltak. Dette er først innløsning av energiopsjoner i forbruket, og deretter bruk av reservekraftverk. Formålet med SAKS-tiltak er å redusere risikoen for rasjonering, og kan anses som en forsikring mot rasjonering. Ingen av tiltakene har hittil vært i bruk. I dag vurderer Statnett at energiknapphet er lite sannsynlig, og vurderer at sannsynligheten for rasjonering er mellom 0,1 og 1 prosent.

Strømnettet

Overføringsnettet utgjør bindeleddet i kraftforsyningen mellom produsenter, forbrukere og kraftsystemene i utlandet, jf. boks 3.9.

Boks 3.9 Om overføringsnettet i Norge

Det er tre nettnivåer i Norge, transmisjonsnett1, regionalnett og distribusjonsnett.

  • Transmisjonsnettet utgjør hovedveiene i kraftsystemet. Det binder sammen regionene, store produsenter og forbrukere i et landsdekkende system. Transmisjonsnettet omfatter også utenlandsforbindelsene.

  • Regionalnettet binder sammen transmisjonsnettet og distribusjonsnettet, og kan også omfatte produksjons- og forbruksradialer på høyere spenningsnivå.

  • Distribusjonsnett er de lokale kraftnettene som vanligvis sørger for distribusjon av kraft til mindre sluttbrukere.

I prop. 35 L ble det foreslått å lovfeste en ny definisjon av transmisjonsnettet. Transmisjonsnettet viderefører i stor grad det tidligere sentralnettet. Transmisjonsnettet har vanligvis et spenningsnivå på 300 til 420 kV, men i enkelte deler av landet inngår også linjer på 132 kV. Transmisjonsnettet utgjør om lag 11 000 km. Regionalnettet har et spenningsnivå på 33 kV til 132 kV, og utgjør om lag 19 000 km.

Distribusjonsnettet har spenning opp til 22 kV, og man skiller mellom høyspent og lavspent distribusjonsnett. Skillet går på 1 kV, og det lavspente distribusjonsnettet er normalt 400 V eller 230 V for levering til alminnelig forbruk. Det høyspente distribusjonsnettet over 1 kV utgjør om lag 100 000 km.

Større produksjonsanlegg knyttes til transmisjons- eller regionalnettet, mens mindre produksjonsanlegg tilknyttes regional- eller distribusjonsnettet. Store forbrukere, som kraftintensiv industri eller petroleumsvirksomhet, kobles gjerne på transmisjons- eller regionalnettet. Alminnelig forbruk til husholdning, tjenesteyting og småindustri er vanligvis tilknyttet distribusjonsnettet.

Det arbeides med sikte på å redusere antall nettnivå fra tre til to. I ekspertgrupperapporten «Et bedre organisert strømnett» fra 2014, var en av anbefalingene å fjerne regionalnettet som eget nettnivå og innlemme det i distribusjonsnettet.

EUs energiregelverk opererer også med to nettnivå: transmisjon og distribusjon. Da EUs andre energimarkedspakke ble gjennomført i Norge i 2006, ble både regional- og distribusjonsnettet klassifisert som distribusjon. Denne klassifiseringen har betydning for gjennomføringen av tredje energimarkedspakke, som stiller strengere krav om blant annet eiermessig skille for den som eier og driver transmisjonsnett.

1 Tidligere sentralnett

Det er mange steder store avstander mellom produksjon og forbruk i Norge. Et velutbygd overføringsnett bidrar til at strøm kan overføres fra magasinverkene på Sør-Vestlandet og i Nord-Norge til forbruk både i andre deler av Norge og i utlandet.

For å kunne sikre kraftforsyningen i alle situasjoner må overføringsnettet kunne håndtere variasjonene i forbruk og produksjon av kraft som kan forekomme på kort og lang sikt. Dette innebærer at nettet må dimensjoneres både for å håndtere toppene i kraftforbruket, som typisk forekommer på de kaldeste dagene i det kaldeste året, og for å kunne importere tilstrekkelig kraft gjennom en lengre periode, for eksempel i tørrår. I tillegg må nettet ha kapasitet til å frakte strøm ut av en region når forbruket er lavt, men strømproduksjonen høy. De store variasjonene i forbruk og produksjon innenlands gir behov for overføringskapasitet mellom ulike landsdeler og mellom Norge og utlandet.

Leveringspåliteligheten for strøm

Leveringspåliteligheten for strøm er knyttet til hyppigheten og varigheten av avbrudd i forsyningen. Leveringspåliteligheten i Norge er stabilt god, og er nærmere 99,99 prosent i år uten ekstremvær, jf. figur 3.11.

Figur 3.11 Leveringspålitelighet, 1996–2014.

Figur 3.11 Leveringspålitelighet, 1996–2014.

Ekstremværet Dagmar bidro til fallet i leveringspåliteligheten i 2011. Mange av utfallene ble forårsaket av vind og trær som falt ned på kraftnettet.

Kilde: NVE

Leveringspåliteligheten for strøm kan aldri bli 100 prosent. Å sikre en avbruddsfri kraftforsyning vil kreve urimelig store investeringer i infrastruktur. Det er derfor ikke stilt krav som garanterer en avbruddsfri kraftforsyning. Aktører som er helt avhengig av en uavbrutt strømforsyning, må derfor sørge for alternativ forsyning gjennom nødstrømsaggregat eller andre løsninger. Samfunnets sårbarhet overfor avbrudd i strømforsyningen er derfor også avhengig av graden av egenberedskap hos sluttbrukere.

Avbruddsstatistikk er nyttig for å vurdere leveringspåliteligheten. I 2014 hadde sluttbrukere i gjennomsnitt 2,2 kortvarige og 2,4 langvarige avbrudd. Langvarige avbrudd er avbrudd som varer mer enn 3 minutter. Viktige årsaker til avbrudd er tordenvær (lyn), vind og vegetasjon (herunder trefall på linjene), og snø/is. Ulike tiltak kan iverksettes for å redusere avbrudd som følge av disse årsakene. Linjerydding er et viktig tiltak for å redusere avbrudd som følge av trefall på linjene. Jordkabel reduserer også påvirkningen fra trefall. I distribusjonsnettet skal bruk av jordkabel være hovedregelen, jf. Meld. St. 14 (2011–2012).

NVE vil sette fokus på skogrydding, og som en del av dette vil det utarbeides en veileder. Denne kan danne grunnlag for pålagt utarbeidelse av strategier og planer for skogrydding hos nettselskap. Dette vil åpne for at skogryddingen tilpasses lokale forhold og vil i mye større grad enn spesifikke tekniske krav legge til rette for ivaretagelse av hensyn til økonomi, miljø og forsyningssikkerhet på en balansert måte.

Kraftforsyningsberedskap

Kraftforsyningen i Norge er robust. Samfunnets økende avhengighet av elektrisitet gjør kraftforsyningsberedskap viktigere. Dette handler om å forebygge utfall, men også å være godt rustet til å håndtere feil på en effektiv måte når de oppstår. Det er derfor utarbeidet et sektorregelverk som gir gode insentiver til forebygging og hurtig gjenoppretting ved feil.

Beredskapsforskriften er spesielt viktig, og omfatter blant annet krav til reparasjonsberedskap, sikringstiltak, informasjonssikkerhet, beskyttelse av driftskontrollsystemer, samt organiseringen av Kraftforsyningens beredskapsorganisasjon (KBO). Reparasjonsberedskap er viktig for hurtig gjenoppretting av forsyningen. Hensynet til liv og helse og annen samfunnskritisk virksomhet skal prioriteres ved gjenoppretting. Forskriften krever også at selskapene skal ha robuste kommunikasjonsløsninger. Egne kommunikasjonslinjer i sektoren gjør at selskapene kan kommunisere med hverandre, selv om for eksempel mobiltelefoni ikke fungerer.

NVE organiserer KBO, som ved beredskapshendelser løser oppgaver knyttet til gjenoppretting av kraftforsyningen. KBO består av NVE, Statnett og større kraftprodusenter, nettselskaper og fjernvarmeselskaper. Kraftforsyningens distriktssjefer (KDS) er energiforsyningens regionale representanter, som utpekes av NVE. KDSene har ansvar for hvert sitt geografiske område, og representerer også energiforsyningen i fylkesmannens beredskapsråd.

NVE sikrer etterlevelse av regelverket blant annet gjennom tilsyn, veiledninger, øvelser og informasjonsdeling. Dette bidrar til å øke oppmerksomheten og fokuset på beredskap.

3.6.2 Driften av kraftsystemet

Statnett er systemansvarlig for det norske kraftsystemet. Dette innebærer at de er ansvarlig for at kraftsystemet er i balanse til enhver tid. Statnett skal legge til rette for et effektivt kraftmarked og en tilfredsstillende leveringskvalitet i kraftsystemet. Statnetts systemansvar reguleres gjennom Forskrift om systemansvaret i kraftsystemet (FOS), en forskrift under energiloven. Her utdypes det blant annet at systemansvarlig skal sørge for frekvensregulering, sikre momentan balanse i kraftsystemet, utvikle markedsløsninger som bidrar til en effektiv utvikling og utnyttelse av kraftsystemet, og i størst mulig grad bruke virkemidler som er basert på markedsmessige prinsipper. Systemansvarlig koordinerer driften av kraftsystemet, sørger for fastsettelse av kapasitet til markedet, håndtering av flaskehalser og handel med andre land.

Elektrisitet er ferskvare, og det må til enhver tid produseres like mye strøm som det forbrukes. Dette kalles den momentane balansen i kraftsystemet. Kraftmarkedet er helt sentralt for balansen mellom tilbud og etterspørsel etter kraft. Resultatene fra den daglige prisberegningen i day-aheadmarkedet er grunnlaget for Statnetts planlegging og opprettholdelse av momentan balanse i det påfølgende driftsdøgnet. Den kontinuerlige balanseringen av produksjon og forbruk er svært viktig for driftssikkerheten i systemet. Dersom det oppstår ubalanser, iverksetter systemansvarlig tiltak for å gjenopprette balansen, som å justere produksjonen eller forbruket.

Frekvenskvalitet

Frekvensen er et mål for den momentane balansen, og er den samme i hele det nordiske synkronområdet, som omfatter Norge, Sverige, Finland og deler av Danmark. Frekvensen skal være 50 Hertz (Hz), med en normalvariasjon mellom 49,9 og 50,1 Hz.

Siden Norden har felles frekvens, vil ubalanser i et område påvirke hele synkronområdet. Dette innebærer at et lands nettinvesteringer, valg av markedsløsninger eller tiltak innen driftssikkerhet påvirker hele synkronsystemet. Det er derfor nødvendig med et tett samarbeid mellom de nordiske landene.

Frekvenskvaliteten kan illustreres ved frekvensavviket, som forteller hvor mange minutter frekvensen er utenfor normalvariasjonsbåndet mellom 49,9–50,1 Hz. Frekvensavvik kan komme av feilhendelser, ubalanser knyttet til endringer i flyten på utenlandsforbindelser, eller plutselige endringer i kraftproduksjonen. For å sikre den momentane balansen og motvirke at plutselige endringer eller feilhendelser fører til frekvensavvik og i verste fall avbrudd, må systemansvarlig ha tilgjengelige reserver for å håndtere ubalanser. Reserver kommer ofte fra kraftverk med reguleringsevne, som regulerer produksjonen opp eller ned for å stabilisere systemet. Det er viktig for driftssikkerheten at systemansvarlig har god nok tilgang på reserver, og dette skaffes gjennom balansemarkedene.

Frekvenskvaliteten ble gradvis forverret frem mot 2011, noe som indikerer en økt risiko i systemet. Den svekkede frekvenskvaliteten skyldes at kraftsystemet driftes med større og hurtigere flytendringer, og med mindre marginer i driften enn tidligere. Spesielt gir dette utslag på frekvensen ved timeskift i perioder med store endringer i produksjon og forbruk, og større endringer av flyt på mellomlandsforbindelsene. Fra 2012 har frekvenskvaliteten blitt noe forbedret. Bedringen skyldtes ulike tiltak fra Statnett og de nordiske TSOene, blant annet implementering av automatiske sekundærreserver i Norden fra 2013, og krav til produksjonsplaner med kvartersoppløsning ved større produksjonsendringer.

Spenningen skal også være tilfredsstillende og innenfor gjeldende grenser. Mens frekvensen er den samme i hele det nordiske systemet, er spenning en lokal størrelse. Nettselskapene har ansvaret for spenningen i sitt nett. Spenningen i nettet påvirkes blant annet av endringer i produksjon og forbruk. Hvor mye spenningen som påvirkes av disse endringene, avhenger av hvor sterkt nettet er. Et sterkt nett kjennetegnes av høy kortslutningsystemytelse og lite motstand (lav impedans), noe som betyr at nettet håndterer svingninger i produksjon og forbruk bedre.

Nytt forbruk som medfører høyt uttak av effekt kan skape kapasitetsutfordringer for nettet, særlig hvis høyt effektuttak sammenfaller med eksisterende lasttopper på kalde vinterdager.

Figur 3.12 Frekvensavvik, 2001–2015.

Figur 3.12 Frekvensavvik, 2001–2015.

Antall minutter utenfor 49,9–50.1 Hz per uke.

Kilde: Statnett

Egenskaper ved elektriske apparater kan også påvirke spenningskvaliteten i nettet, og medføre for eksempel flimmer hos nærliggende sluttbrukere. Svake nett er mer utsatt for slike spenningsforstyrrelser enn sterke nett. Elektriske apparater som kan være utfordrende for nettet er for eksempel noen typer varmepumper, høytrykksspylere, induksjonstopper og elbilladere. Apparatene kan påvirke spenningskvaliteten gjennom hvor stor lastendringen er når apparatene skrus av eller på, og hvor ofte apparatet skrus av og på. Slike apparater kan i noen tilfeller være en utfordring i det norske lavspenningsnettet, enten fordi nettet er svakt og/eller fordi nettet har en systemjording som er annerledes enn det som er vanlig ellers i Europa.

3.7 Andre deler av energiforsyningen i Norge

3.7.1 Innledning

Foruten kraftforsyningen består energiforsyningen av flere segmenter basert på produksjon og transport av ulike energibærere til sluttbrukere. Dette omfatter for eksempel bioenergi, fjernvarme og gass. Felles for disse energibærerne er at de til dels har ulike typer infrastruktur og bruksområder, og at de fleste brukes i tillegg til strøm. Markedene for andre energibærere i energiforsyningen utgjør i dag mer begrensede markeder sammenliknet med kraftmarkedet og har mindre transparent prisdannelse.

3.7.2 Fjernvarme

Innslaget av fjernvarme i det norske energisystemet har økt siden 2000. Det er gjort store investeringer i fjernvarmeinfrastruktur. I 2014 ble det levert 4,5 TWh fjernvarme, en tredobling siden 2000, jf. figur 3.13. Dette dekker om lag en tiendedel av behovet for romoppvarming og tappevann i Norge. Installert effekt for fjernvarme er 3600 MW.

Figur 3.13 Levert fjernvarme og fjernvarmeinvesteringer.

Figur 3.13 Levert fjernvarme og fjernvarmeinvesteringer.

Kilde: SSB

Det er særlig de største byene i landet som har fjernvarmeanlegg av betydelig størrelse. Forbruket av fjernvarme i Oslo er alene på 1,6 TWh, og kan dekke 25 prosent av byens effektbehov. Totalt er det etablert 89 større eller mindre fjernvarmeanlegg i 75 kommuner.

Fjernvarmesektoren har vært gjennom en periode med høyt investeringsnivå og mange nye tildelinger av fjernvarmekonsesjoner. Dette kan blant annet ses i sammenheng med at det i 2009 ble innført et deponiforbudet for nedbrytbart avfall, som skapte behov for mer forbrenningskapasitet. Mange nye fjernvarmeanlegg er blitt etablert i tilknytning til avfallsforbrenningsanlegg. Investeringene i fjernvarmesektoren nådde toppen i 2010 og har siden vært nedadgående. Enova har gjennom flere år hatt støtteprogram rettet mot fjernvarme.

Fjernvarme kan produseres med mange forskjellige brenselstyper, jf. figur 3.14. Avfall har i flere år vært det viktigste brenslet og dekket 50 prosent av fjernvarmeproduksjonen i 2014. Den nest største energikilden var bioenergi med en andel på rundt 17 prosent. Bruken av bioenergi i fjernvarmen har vært økende det siste tiåret. Bruk av petroleumsprodukter har blitt redusert kraftig de siste årene.

Figur 3.14 Brensel til fjernvarme 2000–2014.

Figur 3.14 Brensel til fjernvarme 2000–2014.

Kilde: SSB

Tjenesteyting står for om lag to tredjedeler av forbruket av fjernvarme. Viktige bygg i denne kategorien er helsebygninger, kultur- og forskningsbygg og kontorbygg. Resten av fjernvarmen blir levert til boligblokker og industrien.

Fjernvarme samspiller på en god måte med kraftforsyningen. Dersom fjernvarme kan erstatte kraftforbruk om vinteren, kan dette begrense behovet for investeringer i kraftsystemet. Fjernvarmeanleggene kan gå på elektrisitet når kraftprisen er lav og andre energibærere når kraftprisen er høy.

Fjernvarme har en fordel ved at sentraliserte varmeanlegg har bedre virkningsgrad enn lokale varmeanlegg. Styring og regulering av slike anlegg skjer med avansert teknisk utstyr. Det stilles også krav til renseteknologi.

Om lag 1 TWh fjernvarme blir levert til boligblokker hvor det skjer en forgreining til flere bruksenheter av varmtvann til romoppvarming og tappevann. Ofte fordeles energikostnadene mellom bruksenhetene etter en fast fordelingsnøkkel. Dette kan føre til et unødig høyt energibruk fordi kundene ikke ser noen sammenheng mellom forbruk og kostnad. Det finnes i dag eksempler på individuell måling av fjernvarme per kunde, men det er svært lite utbredt.

Boks 3.10 Bioenergi

Bioenergi er en viktig energikilde til produksjon av varme i Norge og kan bidra med energifleksibilitet og reduksjon av klimagassutslipp. Ved varmeproduksjon fra bioenergi utnyttes totalt 85–90 prosent av energien i brenselet. Årlig bruk av bioenergi i Norge økte fra 10 TWh i 1990 til 18 TWh i 2012. Ved i husholdninger utgjør den største andelen av forbruket med 7,5 TWh/år, etterfulgt av industrien, som bruker flis og annet virke som brensel i produksjonsprosesser. Bruk av både flis og biobasert avfall som brensel i fjernvarmeanlegg har også økt, og utgjør i dag omtrent en fjerdedel av brenselsmiksen til produksjon av fjernvarme. Biobrensel kan også være et godt alternativ som brensel for nærvarmeanlegg. For et nærvarmeanlegg er kundegrunnlaget og leveringsomfanget mindre enn for et fjernvarmeanlegg. Biobrenselanlegg i regi av landbruket har vært en viktig varmekilde for mange nærvarmeanlegg og bidratt med 350 GWh siden 2003.

3.7.3 Fjernkjøling

Bruken av fjernkjøling har hatt en jevn og kraftig økning siden 2003, og i 2014 ble det levert totalt 169 GWh fjernkjøling. Mens det i 2001 kun var tre produsenter som leverte fjernkjøling i Norge, hadde antallet økt til om lag 20 i 2013. Markedsaktørene som leverer fjernkjøling er hovedsakelig virksomheter som også produserer og distribuerer fjernvarme. Størstedelen av fjernkjøleproduksjonen i Norge kommer fra kjølesentraler basert på varmepumper. Fjernkjøling er fortsatt beskjedent sammenliknet med fjernvarmeforbruket i Norge. Kundene er nesten utelukkende tjenesteytende næringer.

3.7.4 Gass

Norge har store gassressurser. I 2015 produserte Norge 114 mrd standard kubikkmeter (sm3) gass fra norsk sokkel. Om lag 95 prosent går til eksport via gassrørnettet i Nordsjøen til Storbritannia og det europeiske kontinentet. Utvinning av olje og gass er energikrevende, og i 2014 gikk det med 4,5 mrd sm3 til ulike prosesser ved utvinningen av olje og gass.

Ved de fem ilandføringsterminalene for gass i Norge; Melkøya, Tjeldbergodden, Nyhamna, Kollsnes og Kårstø, er gass tilgjengelige for innenlandsk bruk. En betydelig bruker er metanolfabrikken på Tjeldbergodden som produserer metanol med gass som råstoff.

Ved flere av ilandføringsstedene er det kraftverk som bruker gass til produksjon av kraft og varme. Dette gjelder varmekraftverket på Mongstad og gasskraftverkene i Hammerfest og på Kårstø. Samlet bruk av naturgass til produksjon av kraft og varme var i 2014 på 4,3 TWh. Det har kun vært stabil produksjon i kraftverkene på Hammerfest og Mongstad. Naturkraft har søkt om avvikling av gasskraftverket på Kårstø.

I 2014 ble i tillegg 5 TWh naturgass distribuert gjennom distribusjonsrørnettverk eller som småskala LNG-distribusjon. Den rørbaserte distribusjonen utgjør om lag 2 TWh og er avgrenset til de to gassrørnettverkene i Rogaland. Det ene nettet har en lengde på 120 km rør og forsyner brukere på Haugalandet, mens det andre nettet er 620 kilometer og leverer gass i Stavanger-området. Mengden gass distribuert gjennom de to distribusjonsnettene har vært stabil de siste årene. Kundene er i hovedsak bedrifter som bruker gass til termiske formål.

De siste ti årene har det vokst frem et marked for distribusjon av LNG.15 LNG produseres ved fire fabrikker i Rogaland og Hordaland, og har en produksjonskapasitet på til sammen 440.000 tonn per år. I tillegg har LNG-anlegget på Melkøya en betydelig produksjon hvor nesten alt går til eksport.

LNG kan fraktes i tankbiler eller på mindre LNG-frakteskip til mottaksanlegg hos kundene. Ved mottaksanlegget blir LNG regassifisert og kan benyttes til for eksempel industrielle formål. LNG kan også brukes direkte som drivstoff i skip eller tungtransport. Innenlandsk bruk av LNG utgjorde om lag 3,1 TWh 2014. Om lag en tredjedel ble brukt som drivstoff i ferger, skip og veitransport, mens resten blir stort sett benyttet i industrien til termiske formål, jf. figur 3.15.

Figur 3.15 Utvikling for småskala LNG-distribusjon i Norge, 2003–2013.

Figur 3.15 Utvikling for småskala LNG-distribusjon i Norge, 2003–2013.

Kilde: SSB

Det er i dag om lag 70 terminaler i varierende størrelse som betjener LNG til industrikunder, og skip som bruker LNG som drivstoff. Leveransene av LNG har hittil stort sett skjedd med langsiktige avtaler. De fleste av terminalene er blitt finansiert av LNG-leverandørene, men noen er betalt av kundene selv.

I perioden 2004–2011 har Enova bidratt med 152 mill. kroner i investeringsstøtte til 9 større mottaksterminaler for LNG. Støtteprogrammet til Enova for bygging av småskala LNG-anlegg opphørte i 2011. Næringslivets NOx-fond har bidratt til å fremme bruken av LNG ved å gi investeringsstøtte til skip som bruker LNG som drivstoff og til omlegginger i industrien fra olje til bruk av LNG.

Overgang til LNG i skip og industri representerer miljøgevinster i form av reduserte utslipp av NOx, svoveldioksid og partikkelutslipp. Konvertering til naturgass kan også bidra til reduksjon i CO2-utslipp. Det er forbedringene av den lokale luftkvaliteten som er den viktigste miljøgevinsten.

4 Virkemidler på energiområdet

Energi- og vannressurssektoren i Norge er underlagt et omfattende lov- og forskriftsverk som er utviklet over lang tid. Lovverket er utformet for å ivareta viktige hensyn som god ressursforvaltning, forsyningssikkerhet, miljø, verdiskapning, effektiv produksjon, overføring og bruk av energi, samt offentlig eierskap til vannkraftressursene.

Det har skjedd store endringer i virkemiddelbruken på enkelte områder siden siste energimelding ble lagt frem i 1998. EUs energipolitikk og regelverksutvikling har blant annet fått økende betydning. Samtidig ligger grunnlaget for myndighetenes forvaltning av de norske energiressursene, for eksempel gjennom konsesjonsbehandlingen, i all hovedsak fast.

Kraftmarkedet er regulert gjennom en rekke juridiske og økonomiske virkemidler, blant annet for å hindre at nettselskapene utnytter sin monopolstilling, og for å sikre en forsyningssikkerhet med god leveringskvalitet.

I Norge benyttes ulike typer virkemidler for å fremme fornybar energi, energieffektivisering og mer klimavennlig energibruk. Elsertifikatmarkedet med Sverige er et virkemiddel for å fremme produksjon av ny fornybar elektrisitet. Det er også en betydelig satsing på omlegging til bruk av fornybar energi, energieffektivisering og utvikling av energi- og klimateknologi i Norge. Enova har en viktig rolle i dette arbeidet.

Avgifter, støtteordninger, lover og forskrifter, informasjon og rådgivning inngår også i virkemiddelbruken på energiområdet. Støtte til forskning og utvikling skal bidra til en effektiv utnyttelse og verdiskaping basert på de norske energiressursene.

4.1 Lovverket

Lov- og forskriftsverket innenfor energi- og vannressurssektoren skal sørge for en samfunnsmessig rasjonell forvaltning av energi- og vannressursene, og sikre at allmenne og private interesser blir ivaretatt.

Energiloven har som formål å sikre at produksjon, omforming, overføring, omsetning, fordeling og bruk av energi foregår på en samfunnsmessig rasjonell måte. Det skal tas hensyn til allmenne og private interesser som blir berørt. Loven tilrettelegger for konkurranse innenfor produksjon og omsetning av elektrisitet. Utbygging og drift av nett er et naturlig monopol, og kontrollen med nettselskapenes inntekter er hjemlet i energiloven. I medhold av energiloven reguleres også markedsplass for omsetning av elektrisk energi, overføringsforbindelser til utlandet, fjernvarmeanlegg, systemansvar, leveringskvalitet, energiplanlegging og kraftforsyningsberedskap.

For å kunne bygge et vindkraftanlegg eller kraftledninger med høy spenning, må tiltakshaver søke om anleggskonsesjon etter energiloven. For ledninger på lavere spenningsnivå i distribusjonsnettet gis nettselskapene en generell områdekonsesjon. Det betyr at det ikke er nødvendig å søke konsesjon for hvert enkelt anlegg.

For vannkraft er det nødvendig med konsesjoner knyttet til eierskap og ressursutnyttelse som forankres i industrikonsesjonsloven, vassdragsreguleringsloven og vannressursloven.

For å utnytte vann til produksjon av elektrisitet må utbygger ha rettigheter til vannfallet. For andre enn staten kreves det konsesjon etter industrikonsesjonsloven for erverv av fallrettigheter. Småkraft uten reguleringsanlegg omfattes ikke av denne loven. Industrikonsesjonsloven skal sikre at vannkraftressursene forvaltes til beste for fellesskapet gjennom offentlig eierskap på statlig, fylkeskommunalt og kommunalt nivå.

Tidligere åpnet loven for at også private aktører kunne gis konsesjon, men med tidsbegrensning og vilkår om hjemfall. Hjemfall innebærer at staten vederlagsfritt overtar vannfall og produksjonsanlegg ved konsesjonstidens utløp. Etter EFTA-domstolens avgjørelse i hjemfallssaken i 2007 ble industrikonsesjonsloven endret for å sikre offentlig eierskap. Konsesjoner kan i dag bare gis til offentlige aktører. Private kan eie inntil 1/3 av selskap som har rettigheter som omfattes av industrikonsesjonsloven. I konsesjoner etter industrikonsesjonsloven settes det blant annet vilkår om konsesjonsavgifter og konsesjonskraft.

Mens industrikonsesjonsloven regulerer eierskapet, kreves det konsesjon etter vassdragsreguleringsloven for å regulere eller overføre vann for bruk til kraftproduksjon over en viss størrelse. For elvekraftverk med årlig produksjon over 40 GWh gjelder også flere av vassdragsreguleringslovens bestemmelser. I konsesjonen fastsettes høyeste og laveste tillatte regulerte vannstand i magasiner, og det kan pålegges næringsfond til utbyggingskommunen. Det fastsettes et manøvreringsreglement med vilkår. Dette kan inneholde krav om minstevannføring og bestemmelser om hvilke vannmengder som skal slippes til ulike tider over året. Etter vassdragsreguleringsloven kan det også settes vilkår om konsesjonsavgifter og konsesjonskraft.

I tillegg til vannkraft finnes det en rekke andre typer inngrep i vassdrag. Vannressursloven gjelder for alle typer tiltak i vassdrag, ikke bare kraftutbygging. Eksempler på andre typer tiltak kan være vannuttak til fiskeoppdrettsanlegg eller masseuttak. Småkraft blir også behandlet etter vannressursloven. Mindre inngrep som ikke ventes å medføre nevneverdig skade eller ulempe for allmenne interesser, trenger ikke konsesjon etter vannressursloven. Også etter vannressursloven kan det settes en rekke vilkår for å kompensere og avbøte skader.

Havenergilova regulerer fornybar energiproduksjon og omforming og overføring av elektrisk energi til havs. Loven legger det juridiske grunnlaget for fremtidig utvikling av fornybar energiproduksjon til havs.

Elsertifikatloven regulerer elsertifikatordningen som skal fremme produksjon av fornybar elektrisitet. Elsertifikatordningen er beskrevet i kap. 4.5.

I tillegg til lovene som Olje- og energidepartementet forvalter, har en rekke lover og forskrifter betydning for energi- og vannressursområdet. EUs vanndirektiv (2000/60/EF) er gjennomført i Norge gjennom vannforskriften som er hjemlet i forurensningsloven, plan- og bygningsloven og vannressursloven. Forskriften gir regler om utarbeiding av forvaltningsplaner for å opprettholde og forbedre miljøtilstanden i ferskvann og kystvann. Betydningen av vannforskriften er nærmere beskrevet i kap. 4.3 og i kap. 15.

Produksjon og overføring av energi kan berøre naturmangfold, og må vurderes etter prinsippene i naturmangfoldloven. Naturmangfoldloven gjelder for alle sektorer når det offentlige utøver myndighet og treffer beslutninger som berører naturen. Loven skal sikre at naturen tas vare på ved bærekraftig bruk og vern, også slik at den gir grunnlag for menneskelig aktivitet og virksomhet. Reglene i naturmangfoldloven om prioriterte arter, utvalgte naturtyper og områdevern, kan også ha betydning for produksjon og overføring av energi.

Plan- og bygningsloven gjelder i stor grad parallelt med energi- og vassdragslovgivningen, men det er gjort viktige unntak. Sentral- og regionalnettet er unntatt fra viktige deler av plan- og bygningsloven, men omfattes av reglene om konsekvensutredninger. Forskrift om konsekvensutredninger stiller egne krav til utredninger av tiltak som konsesjonsbehandles. Byggteknisk forskrift inneholder energikrav til bygninger.

Dersom en utbygger mangler nødvendige rettigheter for å bygge energi- og vassdragsanlegg, kan det søkes om ekspropriasjon etter oreigningslova. Kulturminneloven, forurensingsloven og reindriftsloven skal der det er relevant, vurderes i konsesjonsbehandlingen av energi- og vassdragstiltak. Reindriftsloven skal bevare reindriften som et viktig grunnlag for samisk kultur, i samsvar med Grunnlovens og folkerettens regler om urfolk og minoriteter.

Forvaltningsloven gir generelle regler om saksbehandlingen. Loven inneholder regler om blant annet saksforberedelse og klage over enkeltvedtak, og kommer i tillegg til de spesielle saksbehandlingsreglene i energi- og vannressurslovgivningen.

4.2 Øvrige rammer for konsesjonsbehandlingen

Innenfor lovverket er det etablert en rekke rammer for konsesjonsbehandlingen slik som planer eller retningslinjer.

Samlet plan

Samlet plan for vassdrag ble fremmet for Stortinget i tre stortingsmeldinger: St.meld. nr. 63 (1984–85), St.meld. nr. 53 (1986–87) og St.meld. nr. 60 (1991–92). Det ble gjort et omfattende arbeid på prosjektnivå med å vurdere økonomisk lønnsomhet, tekniske egenskaper og grad av konflikt med miljø- og brukerinteresser.

Planen har som formål å styre utbyggingsrekkefølgen for de gjenværende vannkraftressursene. Rimelige utbyggingsprosjekter med små konflikter skal realiseres før dyrere prosjekter med større konflikter. Prosjektene er derfor delt inn i ulike kategorier. For prosjekter i kategori I kan det søkes konsesjon. For prosjekter i kategori II kan det ikke søkes konsesjon direkte.

Etter behandling av den siste meldingen i 1993 har planen ikke vært forelagt Stortinget. Før konsesjonsbehandling av et større vannkraftverk må det gjøres en avklaring mot Samlet plan. Vedtak i slike saker fattes av Miljødirektoratet i samråd med NVE. For prosjekter i kategori II må det søkes om omplassering til kategori I. Nye prosjekter som ikke tidligere er behandlet i Samlet Plan behandles som unntakssøknader. Ved suppleringen av Verneplan for vassdrag (St.prp. nr. 75 (2003–2004)) ble alle prosjekter på opptil 10 MW eller med årsproduksjon på opptil 50 GWh fritatt for behandling etter Samlet plan. Småkraftverk kan derfor konsesjonsbehandles direkte.

Verneplan for vassdrag

Stortinget har vedtatt fire verneplaner for vassdrag i årene 1973 til 1993, og suppleringer i 2005 og 2009. Disse omtales samlet som Verneplan for vassdrag, og omfatter 389 vassdrag eller vassdragsavsnitt som til sammen utgjør et representativt utsnitt av norsk vassdragsnatur. Verneplanen er en bindende instruks fra Stortinget til forvaltningen om ikke å gi konsesjon til vannkraft i disse vassdragene. Vernet gjelder først og fremst mot kraftutbygging, men verneverdiene skal også tas hensyn til ved andre typer inngrep.

Stortinget vedtok ved suppleringen av verneplanen i 2005 at det kan åpnes for konsesjonsbehandling av vannkraftverk med installert effekt inntil 1 MW i vernede vassdrag, med unntak for Bjerkreimsvassdraget hvor grensen ble satt til 3 MW. Slike prosjekter kan bare tillates dersom hensynet til verneverdiene tillater det. En del vernede vassdrag eller deler av vernede vassdrag er også vernet etter naturmangfoldloven, og flere har status som nasjonale laksevassdrag i tråd med St.prp. nr. 79 (2001–2002) og St.prp. nr. 32 (2006–2007).

Retningslinjer og regionale planer

Det er utgitt flere retningslinjer om hvordan ulike hensyn skal vektlegges i konsesjonsbehandlingen av ulike typer energianlegg. Disse skal legges til grunn av kommunene, regionale myndigheter og statlige etater ved planlegging og ved konsesjonsbehandling.

Olje- og energidepartementet og Kommunal- og moderniseringsdepartementet utga i 2015 en veileder for kommunal behandling av mindre vindkraftanlegg. Regjeringen har lagt til rette for kommunal behandling av mindre vindkraftanlegg, ved at grensen for konsesjonsplikt etter energiloven for vindkraftanlegg er satt til 1 MW samlet installert effekt med en begrensning på fem vindturbiner innenfor hvert prosjekt. Mindre vindkraftanlegg behandles av kommunene etter plan- og bygningsloven.

Noen fylker har utarbeidet regional plan etter plan- og bygningsloven for småkraft og vindkraft. En slik plan tar ikke stilling til konkrete utbyggingsprosjekter, men skal inngå i beslutningsgrunnlaget for konsesjonsbehandlingen, og være retningsgivende for kommunal og statlig virksomhet. Det er også utarbeidet regionale planer for våre nasjonale villreinområder. Godkjent regional plan inngår i beslutningsgrunnlaget for konsesjonsbehandlingen av enkeltprosjekter.

Tematisk konfliktvurdering for vindkraft

Konfliktvurderingene skal systematisere og kategorisere informasjon om mulige konflikter mellom planlagte vindkraftanlegg og andre interesser, og legge til rette for avklaring av disse gjennom konsesjonsbehandlingen. Vurderinger knyttet til reindrift foretas av Reindriftsforvaltningen, og temaer knyttet til forsvaret foretas av Forsvarsbygg. Innen miljø gjøres vurderingene av Miljødirektoratet og innen kulturminner av Riksantikvaren. NVE har ansvaret for å koordinere og sikre gjennomføringen av tematiske konfliktvurderinger av meldte og konsesjonssøkte vindkraftanlegg.

Kraftsystemutredninger

I henhold til forskrift om energiutredninger skal det utarbeides kraftsystemutredninger (KSU) annet hvert år. 17 regionale nettselskap utarbeider KSUer for ulike deler av regionalnettet. Statnett utarbeider KSU for transmisjonsnettet. KSUene har en del som er offentlig og en del som av beredskapsmessige grunner er unntatt offentlighet. Den offentlige delen av transmisjonsnettets KSU omtales som Nettutviklingsplanen. KSUene skal gi oversikt over utviklingen av kraftsystemet i Norge, og bidra til en samfunnsøkonomisk rasjonell utbygging av regional- og transmisjonsnettet. Utredningene er viktige i NVEs arbeid med vurdering av konsesjonssøknader for energianlegg, spesielt for større kraftledninger.

Konseptvalgutredning for store kraftledninger

Før nettselskapene kan sende melding om nye, store kraftledninger, skal det gjennomføres en ekstern kvalitetssikring av selskapets behovsanalyse og en utredning av konseptet. Denne ordningen ble innført etter Stortingets behandling av Meld. St. 14 (2011–2012), og er hjemlet i energiloven. Med store kraftledningsanlegg menes anlegg med spenningsnivå på minst 300 kV og lengde på minst 20 km. Utenlandsforbindelser er ikke omfattet av ordningen.

Formålet med ordningen er å styrke energimyndighetenes styring med konseptvalget, synliggjøre behov og valg av hovedalternativ, samt å sikre at den faglige kvaliteten på beslutningsunderlaget er godt. Konseptvalgutredningen oversendes Olje- og energidepartementet som sender den på høring. Departementet avholder normalt høringsmøte. Etter høringen avgir departementet en uttalelse, før nettselskapet kan melde og søke om konsesjon. Departementets behandling av konseptvalg er viktig for at den etterfølgende planleggings- og konsesjonsprosessen skal være effektiv og ryddig for både myndigheter og interessenter. Når behov og konsept forankres godt før en mer detaljert utforming av prosjektet, kan det spares tid senere i prosessen.

4.3 Konsesjonsbehandling

Ved konsesjonsbehandlingen av energitiltak avveies fordeler opp mot ulemper for ulike interesser. For å gi konsesjon skal de samlede fordelene for samfunnet overstige ulempene.

Regelverket for konsesjonsbehandling sikrer at ulike hensyn ivaretas. På den ene siden vil utbygging av energiprosjekter bidra til forsyningssikkerhet og gi økonomiske fordeler for både utbygger og samfunnet. På den andre siden vil naturmangfold, landskap, friluftsliv, fiske, turisme, kulturminner og reindrift kunne bli berørt. Prosjektene blir ofte tilpasset underveis i konsesjonsbehandlingen, og det kan settes vilkår for å avbøte skader som følge av inngrepet. Vilkårene kan være tilpasset det enkelte tiltak, eller bli gitt i form av såkalte standardvilkår som gir myndighetene muligheter til å pålegge avbøtende tiltak eller kunnskapsinnhenting etter at konsesjonen er tatt i bruk.

Det er flere faktorer som påvirker tidsbruken for konsesjonsbehandlingen, blant annet konfliktgrad og kompleksitet i det enkelte prosjekt. En rekke hensyn og konsekvenser må utredes. Fra konsesjonsmyndighetenes side blir det lagt stor vekt på å koordinere produksjons- og nettsaker i samme område. Behandlingen skal sikre forsvarlige og helhetlige vurderinger, og samtidig være effektiv. Lovverket stiller krav til høring og involvering av berørte interesser, og det arrangeres folkemøter og befaringer på flere stadier i prosessen.

4.3.1 Saksgangen ved konsesjonsbehandling

For å bygge, eie og drive kraftverk, transformatorstasjoner og kraftledninger på høyere spenningsnivåer, må det søkes om anleggskonsesjon etter energiloven i hvert enkelt tilfelle. For vannkraftverk vil det i tillegg være nødvendig med konsesjon etter vassdragsreguleringsloven eller vannressursloven, og eventuelt etter industrikonsesjonsloven.

Ordningen med anleggskonsesjon gjelder for alle elektriske anlegg av en viss størrelse. Vannkraftverk, vindkraftverk, kraftledninger og termiske kraftverk er omfattet.

Forskrift om konsekvensutredninger (KU) har regler for hvilke energitiltak som utløser krav om konsekvensutredning. For de mindre tiltakene utføres konsekvensutredninger gjennom den alminnelige konsesjonsbehandlingen. For de store tiltakene må utbygger først sende melding med forslag til konsekvensutredningsprogram til NVE.

En melding NVE mottar, blir lagt ut til offentlig ettersyn og sendt på høring til lokale myndigheter og organisasjoner. NVE fastsetter deretter endelig konsekvensutredningsprogram etter å ha forelagt et utkast for Klima- og miljødepartementet. Når konsekvensutredningene er gjennomført, kan tiltakshaver søke om konsesjon. NVE sender søknaden, sammen med konsekvensutredningene, på høring til berørte myndigheter, organisasjoner og grunneiere.

Elvekraftverk med årlig produksjon over 40 GWh, samt tiltak som medfører overføring og/eller reguleringer over 500 naturhestekrefter, behandles etter vassdragsreguleringsloven. I slike saker foretar NVE en forberedende behandling, og oversender innstilling til Olje- og energidepartementet. Kongen i statsråd gir endelig konsesjon ved kongelig resolusjon. Vassdragsutbygginger som øker vannkraften i vassdraget med minst 20 000 naturhestekrefter, eller hvor betydelige interesser står mot hverandre, skal forelegges Stortinget før konsesjon formelt gis av Kongen, med mindre departementet finner det unødvendig.

Konsesjonsbehandlingen av kraftledninger som er lenger enn 20 km og på spenningsnivå fra og med 300 kV og oppover, følger samme prosess som større vannkraftutbygginger. For mindre kraftledninger og for vindkraft gis anleggskonsesjon av NVE, med mulighet for å klage til Olje- og energidepartementet. Det er ikke klageadgang i større vannkraft- og nettsaker der konsesjon gis av Kongen. Saksgangen for større vannkraftsaker er vist i figur 4.1.

Figur 4.1 Saksgang for utbygging av stor vannkraft.

Figur 4.1 Saksgang for utbygging av stor vannkraft.

Mindre vannkraftverk under 10 MW behandles av NVE etter vannressursloven. Slike kraftverk er underlagt noe enklere saksbehandlingsregler enn større prosjekter. Fylkeskommunene har fra 2010 fått delegert myndighet til å gi konsesjon til mini- og mikrokraftverk under 1 MW med unntak for kraftverk i vernede vassdrag. NVE har de siste årene i stor grad behandlet søknader om småkraftverk innenfor en region eller et nærmere avgrenset geografisk område samlet. Dette gjør det lettere å se sakene i sammenheng, vurdere samlet belastning og planlegge nettilknytning. Olje- og energidepartementet er klageinstans for vedtak fattet av NVE og fylkeskommunene.

I tillegg til sektorlovene, skal ny produksjon og overføring også vurderes etter annet lovverk. Ved konsesjonsbehandling av vannkraft skal konsesjonsmyndighetene for eksempel gjøre vurderinger etter vannforskriftens § 12 og naturmangfoldloven. Miljømålene etter vannforskriften hindrer ikke utbygging av ny vannkraft.

Fjernvarmeanlegg over 10 MW må ha konsesjon fra NVE. Fjernvarmeanlegg der samlet ytelse overstiger 150 MW skal konsekvensutredes. Konsesjonsvedtaket kan påklages til Olje- og energidepartementet som fatter endelig avgjørelse.

Etter at konsesjon til et energianlegg er gitt, skal NVE godkjenne detaljerte planer for anlegget før byggestart. Dette skal sikre at anleggene holder seg innenfor rammene som er satt i konsesjonen og at krav knyttet til dimensjonering, arealtilpasning, veier, miljø og private interesser oppfylles.

4.3.2 Miljøkonsekvenser ved ulike energiprosjekter

Ethvert energitiltak har konsekvenser for miljøet. Konsekvensene vil variere mellom prosjekter. Nytten vil også variere mye fra prosjekt til prosjekt. Avveiningene i konsesjonsbehandlingen er ofte knyttet til miljø- og brukerinteresser som reindrift, friluftsliv, fiske, landskap og naturmangfold, jf. boks 4.1. I enkelte saker kan det være en avveining mellom ulike typer miljøhensyn, for eksempel mellom minstevannføring nedstrøms et magasin og høy magasinfylling visse tider av året.

Hensynet til naturmangfold er sentralt i konsesjonsbehandlingen. Viktige verktøy i denne sammenheng er blant annet Norsk rødliste for arter, rødliste for naturtyper, regionale planer for villrein og kartportalen www.naturbase.no. Det skal blant annet tas hensyn til utvalgte naturtyper og prioriterte arter etter naturmangfoldloven. De alminnelige bestemmelser i naturmangfoldloven kap. II om bærekraftig bruk skal legges til grunn ved utøving av myndighet.

Sumvirkninger eller «samlet belastning» er et relativt nytt begrep i norsk forvaltning. I de siste årene har det vært et sentralt tema innen miljøutredninger, særlig i forbindelse med planlegging av vindkraft og liten vannkraft. Det er ofte samspillet mellom flere ulike tiltak og andre påvirkningsfaktorer som til sammen kan skape uheldige sumvirkninger på landskapet og på naturmangfoldet.

De nasjonale målene for naturmangfold tilsier god tilstand i økosystemene, at ingen arter eller naturtyper skal utryddes og at et representativt utvalg av norsk natur skal ivaretas. Målene er i tråd med mål i naturmangfoldloven og er konkretisert med tiltak i Meld. St. 14 (2015–2016) Natur for livet – Norsk handlingsplan for naturmangfold.

Ny aktivitet eller nye inngrep som berør vassdrag skal også vurderes etter Vannforskriftens § 12. Vurderingene foretas som en del av konsesjonsbehandlingen. Vilkårene i § 12 må være oppfylt for at det skal kunne gis tillatelse. Vilkårene er knyttet til behov for avbøtende tiltak, fordeler og ulemper ved utbyggingen og om formålet kan oppnås på en annen måte som er miljømessig vesentlig bedre.

En rekke områder og forekomster er vernet i medhold av ulike lovverk. Dette er områder som er viktige for å ivareta interesser knyttet til landskap, naturmangfold, friluftsliv, kulturminner og kulturmiljø. Utbygging innenfor vernede områder er normalt ikke aktuelt. Konfliktpotensialet ved etablering av et energianlegg i eller i nærheten av et vernet område vil avhenge av i hvilken grad tiltaket kommer i konflikt med verneverdiene.

Kunnskapen om miljøkonsekvenser og avbøtende tiltak er mye bedre nå enn tidligere. Forskrift om konsekvensutredning stiller krav til at relevante tema utredes i forbindelse med søknad om energitiltak. FoU-programmer bidrar til stadig ny kunnskap. Like viktig som ny kunnskap er det å ta i bruk eksisterende kunnskap i konsesjonsbehandlingen. God kunnskap innebærer både et ansvar for at miljøverdier blir tilstrekkelig kartlagt, at kartleggingsdata har god kvalitet, samt at de gjøres tilgjengelig i offentlige databaser.

Boks 4.1 Vanlige miljøkonsekvenser ved ulike energiprosjekter

Vannkraft

Fisk og fiske har historisk sett vært viktige tema i forbindelse med vannkraftutbygging. Norge har et spesielt ansvar for å ta vare på atlantisk laks og har utpekt 52 vassdrag som nasjonale laksevassdrag.Om lag halvparten av disse er regulerte vassdrag. Fiske er også tradisjonelt en viktig friluftsaktivitet og kan være en viktig del av utmarksbasert næringsvirksomhet. Vannkraft kan også ha andre negative konsekvenser for miljøverdier som naturmangfold, kulturminner, friluftsliv og landskap.

Vannkraft som kan gi økt effekt vil fremover være mer verdifullt for samfunnet. Effektkjøring kan samtidig gi miljøkonsekvenser som må vurderes i hvert enkelt tilfelle.

Vindkraft

Ved etablering av vindkraftanlegg er særlig fugl utsatt for kollisjoner og forstyrrelser. Viktige fugletrekk må kartlegges og tas hensyn til. Andre utfordringer er knyttet til landskap, friluftsliv, støy, reindrift og naturmangfold mer generelt. Det er særlig viktig å ta hensyn til landskap som er sjeldne, har stor opplevelsesverdi eller som er nasjonalt viktige kulturlandskap. Norge har blant annet forpliktet seg til den europeiske landskapskonvensjonen.

Nett

Etablering av nett kan ha konsekvenser for naturmangfold, landskap, lokalsamfunn og andre arealinteresser. Visuelle virkninger står sentralt i konsesjonsbehandlingen. Fugl er den artsgruppen som er mest utsatt for påvirkning fra luftledninger.

4.3.3 Nye krav til utbygde vannkraftanlegg

Det kan oppstå behov for å endre vilkårene for allerede utbygde vannkraftanlegg. Når tidsbegrensede vassdragskonsesjoner skal fornyes, står konsesjonsmyndigheten i utgangspunktet fritt til å vurdere om det skal gis en ny konsesjon og eventuelt på hvilke vilkår.

Kravene i konsesjoner for større vannkraftanlegg kan også endres gjennom revisjon hvert trettiende år. Så mange som 340 reguleringskonsesjoner kan i prinsippet revideres frem mot 2022. Revisjon er så langt bare gjennomført i et fåtall vassdrag. Hovedformålet med en revisjon vil være å bedre miljøforholdene ved å bringe konsesjonsvilkårene mer i tråd med dagens vilkår. Dette må avveies mot formålet med konsesjonen, som er kraftproduksjon. Revisjon vil innebære en modernisering av konsesjonsvilkårene. Privatrettslige forhold omfattes ikke av en revisjonssak.

Olje- og energidepartementet, i samråd med Klima- og miljødepartementet, ga i 2012 ut retningslinjer for behandlingen av revisjonssaker. NVE og Miljødirektoratet har deretter foretatt en gjennomgang av alle vassdragene det kan foretas revisjon i, og gitt en felles anbefaling om hvilke vassdrag som bør prioriteres med tanke på miljøforbedrende tiltak som gir krafttap. På bakgrunn av gjennomgangen har departementene gitt nasjonale føringer om prioritering. Disse vil bli lagt til grunn for vannforvaltningsplanene som Klima- og miljødepartementet skal godkjenne i 2016.

Noen vannkraftutbygginger ble gjennomført før det ble innført krav om konsesjon. Også i slike tilfeller er det mulighet til å sette vilkår ved i særlige tilfeller å innkalle til konsesjonsbehandling. Innkalling kan også være aktuelt i forbindelse med revisjon, for å se hele vassdraget under ett. Det er også mulighet for i særlige tilfeller å endre enkeltvilkår i konsesjoner som har tillatelse etter vannressursloven. Slik omgjøring kan skje av hensyn til både allmenne og private interesser.

4.4 Regulering av nettvirksomheten

Et viktig prinsipp i reguleringen av kraftmarkedet er skillet mellom monopol og marked.

Kraftproduksjon og kraftomsetning er konkurranseutsatt virksomhet, og energiloven legger til grunn prinsippet om en markedsbasert kraftomsetning. Overføring og distribusjon av elektrisk kraft er et naturlig monopol. Kostnadene ved å bygge nett er høye, og det er ikke samfunnsmessig rasjonelt å bygge flere konkurrerende nett. Det er derfor ikke åpnet for konkurranse innenfor nettvirksomheten. Nettvirksomheten er underlagt monopolkontroll.

Nettkundene betaler såkalte punkttariffer for overføring av strøm. Størrelsen på tariffen er avhengig av nettnivå, men uavhengig av den geografiske avstanden til den man kjøper kraften fra.

4.4.1 Direkte regulering og økonomisk regulering

For å hindre at nettselskapene utnytter sin monopolstilling er sektoren underlagt omfattende regulering. For å bygge, eie og drive nettanlegg er det krav om konsesjon etter energiloven. Konsesjonærene er underlagt både direkte reguleringer i form av spesifikke krav og plikter, og insentivbasert regulering i form av inntektsregulering. Dette skal samlet sett sikre en samfunnsmessig rasjonell drift, utnyttelse og utvikling av nettet.

Den direkte reguleringen skal sørge for at nødvendige investeringer gjennomføres og at nettet vedlikeholdes og driftes på en tilfredsstillende måte. Det pålegges spesifikke plikter og krav som nettselskapet må oppfylle, uavhengig av bedriftsøkonomisk lønnsomhet. Den direkte reguleringen skal blant annet sikre at alle som ønsker det har tilgang til nettet, at kapasiteten er tilstrekkelig og leveringskvaliteten tilfredsstillende, og at forsyningssikkerheten opprettholdes i krevende situasjoner.

Innenfor rammene av de ulike reguleringene har nettselskapene betydelig frihet til å velge hvordan kravene skal oppfylles. Inntektsrammereguleringen skal gi nettselskapene insentiver til å oppfylle kravene på en kostnadseffektiv måte. Dette er viktig fordi en regulert monopolist som automatisk får dekket alle sine kostnader ikke uten videre vil ha insentiver til å være kostnadseffektiv.

NVE fastsetter årlig en tillatt inntekt for hvert enkelt nettselskap. Denne skal fastsettes slik at inntekten over tid dekker kostnader ved drift og avskrivning av nettet samt gir en rimelig avkastning på investert kapital, gitt effektiv drift, utnyttelse og utvikling av nettet. Inntektsreguleringen skal ivareta de økonomiske rammebetingelsene til nettselskapene, samtidig som den skal ivareta nettkundene gjennom å sørge for at størrelsen på nettleien er rimelig.

Nettselskapene får i hovedsak sine inntekter gjennom nettleien. Nettselskapene skal fastsette tariffene slik at den faktiske inntekten over tid ikke overstiger tillatt inntekt.

Inntektsrammereguleringen skal også gi nettselskapene insentiver til å opprettholde leveringspåliteligheten i nettet på et optimalt nivå. KILE-ordningen (kvalitetsjusterte inntektsrammer ved ikke-levert energi) reduserer nettselskapenes tillatte inntekt når det er avbrudd i leveringen. I tillegg kan sluttbrukere som opplever strømbrudd i over 12 timer kreve å få utbetalt en kompensasjon fra nettselskapet.

I tillegg til direkte og økonomiske reguleringer er tilsynsvirksomhet sentralt. NVE er reguleringsmyndighet og fører løpende tilsyn med nettvirksomheten. NVE har adgang til å gi pålegg om etterlevelse av regelverk og konsesjonsvilkår.

4.4.2 Tariffering

Nettkunder betaler såkalte punkttariffer for overføring av strøm. Det innebærer at størrelsen på tariffen er avhengig av tilknytningspunktet. Kunden betaler tariffer til sitt lokale nettselskap og får adgang til hele kraftmarkedet. Tariffene skal bidra til å dekke kostnader som oppstår i det nettnivået man er tilknyttet, samt kostnader til overliggende nett.

For uttakskunder har nettnivået man er tilknyttet derfor betydning for størrelsen på tariffen. Uttakskunder som er tilknyttet transmisjonsnettet betaler nettleie basert på kostnadene i transmisjonsnettet. Disse har derfor en lavere tariff enn kunder tilknyttet regionalnettet. Uttakskunder i distribusjonsnettet bidrar til å dekke kostnader i alle de tre nettnivåene.

Produsenter betaler et fastledd16 uavhengig av nettnivået de er tilknyttet. Denne innmatingstariffen har i dag et tak på 1,2 øre/kWh.

Som det fremgår av figur 4.2 er det husholdnings- og fritidsboligkunder tilknyttet distribusjonsnettet som samlet betaler mest, etterfulgt av diverse næringsvirksomhet knyttet til distribusjonsnettet.

Figur 4.2 Fordeling av nettselskapenes inntekter etter kundegruppe, 2013.

Figur 4.2 Fordeling av nettselskapenes inntekter etter kundegruppe, 2013.

Kilde: NVE

Tariffene for uttak varierer også mellom de ulike nettselskapene. Årsaken er blant annet at nettselskapene operer under ulike rammevilkår, noe som påvirker kostnadene ved å føre frem kraft til kundene. Vanskelige naturgitte overføringsforhold og spredt bosetting kan bidra til høyere overføringskostnader. I tillegg er det variasjon i hvor effektivt de ulike nettselskapene driver nettet.

Det er nettselskapene selv som fastsetter tariffene, men de overordnede prinsippene for tarifferingen er regulert av myndighetene. Nettselskapenes totale inntekter skal over tid være innenfor den tillatte inntekten fastsatt av NVE. Tariffene skal være objektive og ikke-diskriminerende, og utforming og differensiering av tariffene skal gjøres på bakgrunn av relevante nettforhold. Videre skal tariffene i størst mulig grad gi langsiktige signaler om effektiv utnyttelse og utvikling av nettet. Boks 4.2 omtaler nærmere utforming av de ulike tariffleddene.

I tillegg til de ulike tariffleddene kan nettselskapene, etter nærmere regler, fastsette et anleggsbidrag for å dekke kostnadene ved nye nettilknytninger eller ved forsterkning av nettet til eksisterende kunder. Formålet med anleggsbidraget er å synliggjøre kostnadene ved en ny tilknytning eller forsterkning. Kundene skal kunne vurdere sitt behov for nett opp mot kostnadene det medfører. I tillegg har anleggsbidraget som formål å fordele kostnadene mellom kunden som utløser investeringen og nettselskapets øvrige kunder. Hovedprinsippet er at investeringer i nettet som utløses av en kunde, betales av kunden som utløser investeringen.

Boks 4.2 Tariffutforming

Energiledd

Et bærende prinsipp for utforming av optimale tariffer er at brukerne av nettet stilles overfor en pris som er lik den marginale kostnaden disse aktørene påfører nettet på kort sikt. Når strøm overføres gjennom nettet går deler av strømmen tapt. Størrelsen på tapet avhenger av den samlede belastningen på nettet. Endringen i tapet kan være positiv eller negativ, avhengig av om endret innmating eller uttak øker eller reduserer tapene i nettet.

I transmisjons- og regionalnettet og for innmating av produksjon i distribusjonsnettet skal energileddet fastsettes på grunnlag av marginale tapskostnader. Uttak- og innmating i samme punkt i transmisjons- og regionalnettet har samme energiledd, men med motsatt fortegn. For uttak i distribusjonsnettet kan energileddet i tillegg dekke en andel av de øvrige faste kostnadene i nettet. I praksis settes energileddet i distribusjonsnettet vesentlig høyere enn marginaltapskostnadene ved overføring, som antas å utgjøre ca. 5 øre/kWh.

I transmisjonsnettet fastsettes energileddet ut fra marginale tapssatser for hvert enkelt utvekslingspunkt multiplisert med områdeprisen fastsatt i day-aheadmarkedet. Det er en administrativ øvre og nedre grense på tapssatsene på +/- 15 prosent. Enkelte regionalnett viderefører en slik grense for sin avregning av energileddet, det samme gjelder for innmating i distribusjonsnettet. Tapssatsene beregnes og publiseres i forkant for dag og natt/helg for kommende uke.

I distribusjonsnettet er det ikke krav til beregning av punktvise tapsprosenter ved beregning av energileddet. Tapsprosenten settes gjerne lik marginaltapet i nærmeste utvekslingspunkt med overliggende nett pluss gjennomsnittlig marginaltap for området. Energileddene blir fastsatt i forkant, ofte for ett år av gangen.

Fastledd og effektledd

På grunn av nettets kostnadsstruktur, med høye faste kostnader og lave kostnader ved løpende bruk, vil ikke inntektene fra marginaltapsleddet være tilstrekkelig for å dekke de faste kostnadene. Nettselskapene har derfor andre tariffledd som sørger for å dekke disse kostnadene, samt gi en rimelig avkastning på investeringene i nettet.

Alle kunder i distribusjonsnettet betaler et fastledd. Fastleddet dekker kundespesifikke kostnader i tillegg til en andel av øvrige faste kostnader i nettet. Nettselskapene deler kundene inn i kundegrupper som tilbys ulike tariffer, basert på relevante nettforhold. Det er ikke uvanlig at husholdninger, fritidsboliger eller næring tarifferes ulikt fastledd.

For kunder som er effektavregnet, skal det i tillegg til fastledd, benyttes et tariffledd basert på kundens effektuttak i definerte perioder. Effektavregnede kunder er i hovedsak næringskunder, men effektavregning benyttes i enkelte distribusjonsnett for husholdningskunder som har installert timemåling. Det er varierende praksis ved fastsettelse av effektgrunnlag. Noen nettselskap benytter kundens maksimaleffekt per måned, mens andre legger til grunn gjennomsnittlig effekt av flere målinger over samme periode.

4.5 Skatter, elsertifikater og andre ordninger

4.5.1 Skattlegging av kraftsektoren

Overskuddet i kraftforetak skattlegges som alminnelig inntekt på samme måte som i andre foretak. I tillegg beregnes det skatt til staten på grunnrenten i vannkraftverk. Det ilegges også en naturressursskatt (til kommune/fylkeskommune) som er fradragsberettiget krone for krone mot utlignet skatt til staten. Videre kan kommunene fastsette eiendomsskatt.

4.5.2 Konsesjonsavgift

Eiere av større vannkraftverk har plikt til å betale konsesjonsavgifter til staten og kommuner som er berørt av kraftutbyggingen. Avgiften avhenger av kraftgrunnlaget. Kraftgrunnlaget er basert på en teoretisk beregning av effekten som kraftverket kan gi, og beregnes uavhengig av kraftverkets faktiske produksjonskapasitet. Kraftgrunnlaget regnes i naturhestekrefter (nat.hk.), og blir beregnet ut fra regulert vannføring og fallhøyde. Avgiftssatsen settes normalt til 24 kroner per nat.hk. til kommuner og 8 kroner til staten i nye konsesjoner, men varierer betydelig i tidligere gitte konsesjoner. Avgiftssatsene er normalt gjenstand for jevnlige justeringer. Kommunene og staten mottok 770 millioner kroner i konsesjonsavgifter i 2014.

Både industrikonsesjonsloven og vassdragsreguleringsloven har bestemmelser om konsesjonsavgifter. I konsesjoner gitt i medhold av vannressursloven kan det ikke pålegges konsesjonsavgift.

Konsesjonsavgift ble opprinnelig innført for å gi kommunene og staten en kompensasjon for generelle skader og ulemper som følge av utbygging av vassdrag, som ikke blir kompensert på annen måte. Videre gir avgiftene kommunene en andel av verdiskapningen.

4.5.3 Konsesjonskraft

Eiere av større vannkraftverk har plikt til å levere inntil 10 prosent av kraftgrunnlaget til utbyggingskommunen, og eventuelt fylkeskommunen, som konsesjonskraft.

Hensikten med konsesjonskraftordningen har vært å sikre utbyggingskommunene kraft til alminnelig forsyning til en rimelig pris. For konsesjoner gitt før 10. april 1959 fastsettes prisen basert på en selvkostberegning for det aktuelle kraftverket. For konsesjoner gitt etter denne datoen fastsetter departementet prisen, basert på gjennomsnittlig selvkost for et representativt utvalg av kraftverk. Denne prisen kalles OED-prisen, og er for 2016 fastsatt til 11,42 øre/kWh.

Kommuner og fylkeskommuner mottar om lag 8,7 TWh konsesjonskraft årlig. Differansen mellom prisen på konsesjonskraft og markedsprisen på kraft gir kommunene inntekter som svinger betraktelig med kraftprisene. For 2014 er verdien av konsesjonskraften anslått til 1,2 milliarder kroner.

4.5.4 Elsertifikater

Norge og Sverige har hatt et felles elsertifikatmarked fra 1. januar 2012. Innen 2020 skal Sverige og Norge øke den årlige fornybare kraftproduksjonen med 28,4 TWh. Norske forbrukere skal finansiere 13,2 TWh og svenske forbrukere 15,2 TWh uavhengig av om produksjonen kommer i Norge eller i Sverige.

Et elsertifikat er et bevis på at det er produsert én MWh fornybar elektrisitet. Kraftprodusenter får tildelt ett elsertifikat for hver MWh ny produksjon og det er lovpålagt å kjøpe elsertifikater. Det skapes dermed et tilbud og en etterspørsel og det dannes priser på elsertifikater. Når kraftprodusentene selger elsertifikatene, og får en inntekt utover kraftprisen, bidrar det til en bedre lønnsomhet for utbygging av kraftverk.

Husholdninger, tjenesteytende næring og deler av industrien betaler for elsertifikatordningen. Kraftleverandørene står for innkjøp på vegne av sine kunder og elsertifikatkostnaden inngår i strømregningen. Hvor mange elsertifikater som må kjøpes bestemmes av elsertifikatplikten, som utgjør en andel av kraftforbruket. Elsertifikatplikten øker gradvis frem mot 2020 til om lag 20 prosent, før den reduseres mot 2035. Kraftleverandørene annullerer elsertifikatene 1. april hvert år, og det betyr at elsertifikatplikten er oppfylt. Det ilegges en avgift dersom plikten ikke er oppfylt.

All ny kraftproduksjon basert på fornybare energikilder kvalifiserer for elsertifikater. Ved utvidelse av eksisterende anlegg kan det tildeles elsertifikater for den økte produksjonen. Anlegg må være idriftsatt innen 31. desember 2021 for å bli med i ordningen. Det kan tildeles elsertifikater i 15 år, men ikke lenger enn ut 2035.

NVE er ansvarlig for å forvalte og føre tilsyn med elsertifikatordningen på norsk side. Elsertifikatene eksisterer i to elektroniske registre i Norge og Sverige. Statnett er ansvarlig for driften av det norske elsertifikatregisteret.

Det er tett samarbeid mellom norske og svenske myndigheter om forvaltningen av ordningen. Landene har avtalt at det med jevne mellomrom skal være kontrollstasjoner med utredninger og drøftelser av eventuelle behov for justeringer. Ved den første kontrollstasjonen ble det gjort noen justeringer i elsertifikatsystemet. Lovendringene trådte i kraft 1. januar 2016. Den andre kontrollstasjonen er planlagt slik at eventuelle lovendringer kan tre i kraft fra 1. januar 2018.

4.5.5 Opprinnelsesgarantier og varedeklarasjon

Opprinnelsesgarantier ble introdusert i fornybardirektiv I (2001/77/EF). Alle produsenter av fornybar elektrisitet har rett til å få utstedt opprinnelsesgarantier. Bestemmelsen om opprinnelsesgarantier ble videreført i fornybardirektiv II (2009/28/EF), der også fornybar varme og kjøling ble omfattet.

Opprinnelsesgarantier er omsettelige. Et anlegg som er godkjent for opprinnelsesgarantier er godkjent i fem år, deretter må anlegget godkjennes på nytt.

Flere land deltar i et internasjonalt samarbeid som sikrer at det blir ført oversikt over kjøp og salg av opprinnelsesgarantier. I Norge fører Statnett registeret, og NVE fører tilsyn med opprinnelsesgarantiordningen.

Opprinnelsesgarantier utgjør ikke en støtte som kan sies å utløse utbygging av ny produksjon. Opprinnelsesgarantiene kan brukes i markedsføring. Noen land, herunder Norge, har lagt til rette for å bruke opprinnelsesgarantier i varedeklarasjon av strøm. Krav til at elleverandører skal oppgi produksjonsmiks i en varedeklarasjon følger av EUs elmarkedsdirektiv. Det er ingen krav fra EUs side om å bruke opprinnelsesgarantiene i denne sammenheng. For eksempel kan man bruke produksjonsstatistikken til varedeklarasjon.

Opprinnelsesgarantiordningen berører ikke de forpliktelsene om en fornybarandel i 2020 som Norge har påtatt seg etter EUs fornybardirektiv. Fornybardirektivet baserer seg på offisiell energistatistikk.

4.5.6 Avgifter

Utslipp av klimagasser og andre stoffer til luft er ofte nært knyttet til bruk av fossil energi. I en uregulert markedsøkonomi er miljøkostnadene ved utslipp til luft ikke priset. Det fører til overforbruk av fossil energi.

For å korrigere for de negative virkningene av forurensing brukes ulike virkemidler. Markedssvikten kan i utgangspunktet best rettes opp ved at prisen på bruk av fossil energi reflekterer samfunnets kostnader ved bruk av energien. Dette kan oppnås med riktige utformede miljøavgifter. Generelt bidrar miljøavgifter til å endre produksjons- og forbruksmønstre over tid og til at ny teknologi utvikles og blir tatt i bruk. Kvotehandelssystem for utslippsrettigheter har tilsvarende virkning. I Norge er om lag 80 prosent av utslippene av klimagasser underlagt kvoteplikt eller avgift. Det meste av dette er avgift eller kvoteplikt på bruk av fossile energikilder.

Utslipp av klimagasser i det meste av landbasert industri, petroleumsvirksomhet og luftfart er omfattet av EUs kvotesystem og står overfor en kvotepris på 50–60 kroner per tonn CO2-ekvivalenter. Petroleumssektoren og innenriks luftfart er i tillegg ilagt CO2-avgift og betaler nesten 500 kroner per tonn CO2.

I ikke-kvotepliktig sektor varierer avgiftene. Den generelle CO2-avgiften på mineralolje er på nærmere 340 kroner per tonn CO2. For bensin, diesel og innenlands bruk av gass er avgiften rundt 420 kroner per tonn CO2.

Avgiftsnivået på fossil energi i Norge er blant de høyeste i verden. Ifølge OECD er effektiv avgiftssats på drivstoff til veitrafikk i underkant av 2000 kroner per tonn CO2. Bare Storbritannia har høyere avgifter i denne sektoren, mens Sverige ligger på nivå med Norge. I USA er avgiften knapt 100 kroner per tonn CO2.

4.6 Forskning og innovasjon

Innovasjonsløpet strekker seg fra grunnforskning frem til marked. Suksessrik innovasjon er avhengig av bidrag fra flere aktører, som teknologiutviklere, teknologibrukere, myndigheter og finansieringskilder. I tillegg spiller forskningsinfrastrukturen en vesentlig rolle for utnyttelse av muligheter for test- og demonstrasjon samt verifisering av nye teknologiske løsninger. Interaksjon og samarbeid er viktig for en effektiv innovasjonsprosess og realisering av nye produkter og tjenester.

I all teknologiutvikling er det ulike former for markedssvikt i de ulike fasene av innovasjonskjeden. Kunnskap kan spres, utnyttes og videreutvikles uten at den forringes. Bedrifter som investerer i ny teknologi og kunnskap får derfor ikke selv hele gevinsten. I utviklingen av miljøteknologi er det i tillegg noen særskilte markedsimperfeksjoner. Dette innebærer at næringslivet vil investere for lite i forskning og utvikling generelt, og miljøteknologi spesielt. Grønn skattekommisjon (NOU 2015: 15) omtaler dette temaet, jf. boks 4.3.

Boks 4.3 Grønn skattekommisjon om utvikling av miljøteknologi

Grønn skattekommisjon argumenterer for at det er gode grunner til å ha en spesiell innsats for utvikling av miljøteknologi. De viser til at mange miljøproblemer ikke har vært tilstrekkelig regulert historisk, og det er derfor forsket for lite på miljø- og klimavennlige teknologier. Det innebærer at den eksisterende kunnskapsbasen er smal. Den samfunnsøkonomiske gevinsten av innovasjoner på dette området er derfor svært høy. Kommisjonen viser også til at fremtidig miljøpolitikk vil påvirke lønnsomheten av innovasjoner på miljøområdet. Usikkerhet om fremtidig politikk kan også bidra til for liten innsats på forskning og utvikling fra markedsaktørenes side.

Når en teknologi er ferdig utviklet, og skal tas ut i markedet, vil det også være eksternaliteter. En positiv eksternalitet er at det skjer en læring, særlig i en tidlig fase, som gjør at kostnadene kan falle betydelig. For å få spredning av teknologi vil den generelle miljøpolitikken og forventningene til fremtidig politikk være viktig, for eksempel at det påløper kostnader ved utslipp av klimagasser. Det kan argumenteres for å sette avgifter som er høyere enn det som reflekterer skaden ved utslipp. Direkte reguleringer som teknologikrav kan også bidra til at innovasjoner blir spredt.

Kommisjonen anbefaler en kombinasjon av miljøavgifter og økonomisk støtte til teknologiutvikling. Miljøteknologi bør støttes spesielt, også i spredningsfasen. Kommisjonen anbefaler også at Norge deltar i internasjonalt samarbeid innen miljøteknologiutvikling.

Det er viktig at det statlige virkemiddelapparatet er tilpasset de ulike fasene i innovasjonskjeden. Norge har et solid virkemiddelapparat som forvalter offentlige midler til forskning og innovasjon innenfor et bredt spekter av energiteknologier. Innsatsen er konsentrert særlig på områder der norske forskningsmiljøer og næringsliv har spesiell kompetanse og posisjon.

Hovedmålet med satsingen på forskning, utvikling og demonstrasjon på energiområdet er å bidra til økt verdiskaping og en sikker, kostnadseffektiv og bærekraftig utnyttelse av de norske energiressursene. Forskningsinnsatsen skal bidra til kunnskaps- og kompetansebygging, teknologiutvikling, reduserte konsekvenser for miljø og klima, og gi grunnlag for politikkutvikling og god forvaltning av energiressursene. Innsatsen skal legge grunnlag for næringsutvikling på området og fremme nødvendig omstilling til lavutslippssamfunnet.

For å bidra til en samordnet, effektiv og målrettet forsknings- og teknologiinnsats, ble strategiorganet Energi21 opprettet av Olje- og energidepartementet i 2007. Energi21 favner hele energisektoren og gir råd til myndighetene om innretningen av offentlige forskningsbevilgninger. Energi21 har et permanent styre med representanter fra energi- og leverandørbedrifter, bransjeforeninger, forsknings- og utdanningsmiljøer og myndigheter. Sekretariatet er lagt til Norges forskningsråd.

Styret i Energi21 har lagt frem en nasjonal strategi for forskning, utvikling, demonstrasjon og kommersialisering av ny klimavennlig energiteknologi. En revidert strategi fra 2014 anbefaler en prioritert satsing på områdene vannkraft, fleksible energisystemer, solkraft, offshore vindkraft, energieffektivisering og CO2-håndtering. Energi21 anbefaler spesielt at områdene vannkraft og fleksible energisystemer løftes frem.

Norges forskningsråd forvalter det meste av de offentlige forskningsmidlene på energiområdet. Midlene fordeles til ulike programmer og støtteordninger som til sammen tematisk dekker hele energiområdet, inklusive energieffektivisering, fornybar energi og CO2-håndtering. Programmene har virkemidler som dekker langsiktig, grunnleggende forskning, anvendt forskning, teknologiutvikling, småskala pilotprosjekter samt samfunnsfaglig forskning. Det offentlige støtter grunnleggende forskning med 100 prosent. For prosjekter lenger ut i innovasjonskjeden må det private bidra med minst 50 prosent egenfinansiering. De viktigste satsingene på energiområdet er programmet ENERGIX og Forskningssentrene for miljøvennlig energi (FME).

Olje- og energidepartementet er største bidragsyter til den offentlig støttede energiforskningen. Det er i 2016 bevilget om lag 445 mill. kroner til formålet over departementets budsjett. I tillegg bevilger departementet 230 mill. kroner gjennom Forskningsrådet og Gassnova til henholdsvis FoU og demonstrasjon av CO2-håndteringsteknologier gjennom CLIMIT-programmet. Departementet støtter også forvaltningsrettet forskning gjennom NVE med om lag 23 mill. kroner i 2016.

Forskningsrådets store energiforskningsprogram, ENERGIX, støtter forskning på fornybar energi, effektiv energibruk, miljøvennlig energi i transport, et bærekraftig energisystem og energipolitikk. Programmet dekker både teknologisk, naturvitenskapelig, samfunnsvitenskapelig og humanistisk forskning og utvikling. ENERGIX retter seg mot norske bedrifter og forskningsmiljøer for å videreutvikle energinæringen og andre tilknyttede næringer. Gjennom programmet stimuleres det til deltakelse i internasjonalt forskningssamarbeid.

Forskningssentrene for miljøvennlig energi (FME) er en satsing på forskning innenfor fornybar energi, energieffektivisering, CO2-håndtering og samfunnsvitenskap. FME-ene innebærer langsiktig samarbeid mellom de beste forskningsmiljøene, bedrifter og myndigheter innenfor prioriterte tematiske områder. Sentrene finansieres med 50 prosent av Norges forskningsråd, som skal utløse 25 prosent egeninnsats fra de deltakende forskningsinstitusjoner, og minimum 25 prosent finansiering fra næringslivsaktører eller andre brukerpartnere. Brukerpartnere skal delta aktivt i senterets styring, finansiering og forskning. Målet med FME-ordningen er å løse sentrale utfordringer på energiområdet, utvikle løsninger for lavutslippssamfunnet og styrke innovasjonsevnen i næringslivet. Det ble i 2009 etablert åtte teknologisk rettede sentre og i 2011 tre samfunnsvitenskapelige sentre. Sentrene kan ha en varighet på inntil åtte år.

For å hente ut gevinster fra forskning og teknologiutvikling er det nødvendig å fortsette innsatsen også i den siste delen av innovasjonskjeden. Enova fyller rollen når det gjelder modning og markedsintroduksjon av ny energi- og klimateknologi og tilbyr investeringsstøtte til demonstrasjonsprosjekter av nye energi- og klimateknologier under reelle driftsforhold. Det vises til nærmere omtale av Enovas satsing på energi- og klimateknologi.

Deltakelse i internasjonalt FoU-samarbeid på energiområdet har høy prioritet og er et viktig supplement til den nasjonale forskningen. Et tett og godt samarbeid på tvers av landegrensene bidrar til å løse felles utfordringer, heve det faglige nivået i norske forsknings- og teknologimiljøer, danne kunnskapsgrunnlag for og åpne dører for næringslivssamarbeid.

Horisont 2020 er EUs rammeprogram for forskning og innovasjon for perioden 2014–2020, og er den klart viktigste internasjonale samarbeidsarenaen for norske energiforskningsaktører. Tematisk treffer energiprogrammet i Horisont 2020 den norske forskningssatsingen godt. Norske forskningsmiljøer og næringslivet har generelt hatt god uttelling i søknadsrundene innenfor energidelen av EUs rammeprogrammer for forskning.

Det internasjonale energibyrået (IEA) har opprettet en rekke forskningsprogrammer knyttet til ulike energitemaer. Norge er medlem i flere slike samarbeidsprogrammer. De utøvende deltakerne fra norsk side kan være fra industrien, fra forskningsmiljøene eller fra myndighetene.

Nordisk energiforskning (NEF) er en institusjon under Nordisk ministerråd. Den skal styrke de nasjonale programmene og forskningsinstitusjonene i Norden, og bidra til en felles strategi for forskning og utvikling på de deler av energiområdet som er av felles nordisk interesse.

Gjennom de næringsrettede virkemidlene skal den offentlige støtten forsterke næringslivets egen satsing på forskning og innovasjon. Midlene skal gå til prosjekter med samfunnsøkonomisk nytte, som uten den offentlige støtten ikke ville blitt realisert, eller blitt realisert i et mindre omfang enn samfunnsøkonomisk optimalt. Et viktig mål er å styrke kompetansen i norske forskningsmiljøer som kan bygge opp under næringslivets satsing på ny energiteknologi, og videreutvikle en norskbasert energinæring som er konkurransedyktig både nasjonalt og internasjonalt og som kan bidra til verdiskaping og sysselsetting.

For å kunne videreutvikle forvaltningen av energiressursene, er det også en viktig målsetning at energiforskningen resulterer i relevant kunnskap og metodeutvikling. Dette innebærer at forskningsmiljøene og brukerne i offentlig forvaltning må ha tett kontakt.

Regjeringen mener at offentlig sektor kan spille en viktig rolle som pådriver for innovasjon gjennom sine anskaffelser. Stor innkjøpsmakt og betydelig evne til å bære risiko, gjør at staten og kommunene aktivt kan benytte sin bestillerrolle til å fremme innovasjon i mange næringer. Det er store muligheter for å øke innovasjonen i offentlig sektor og i norsk næringsliv gjennom offentlige anskaffelser, også på energi- og klimaområdet. For eksempel ble verdens første elektriske ferge utviklet som resultat av samarbeid mellom maritim sektor og Statens vegvesen.

4.7 Enova

4.7.1 Innledning

Enova er et statsforetak og har over tid vært et viktig virkemiddel i arbeidet med miljøvennlig omlegging av energibruk og energiproduksjon samt utvikling av energi- og klimateknologi. Virksomheten finansieres gjennom energifondet, som i 2016 blir tilført om lag 2,3 mrd. kroner. Gjennom målrettede programmer tilbyr Enova investeringsstøtte på en rekke forskjellige områder.

Boks 4.4 Nærmere om bakgrunnen for Enovas virksomhet

Det er en betydelig satsing på økt bruk av fornybar energi, energieffektivisering og utvikling av energi- og klimateknologi i Norge. Begrunnelsene for politikken har variert.

På 1970-tallet var det oppmerksomhet om energieffektivisering og «alternative energikilder», ikke minst på grunn av at oljeprisen var høy. Senere ble miljøhensyn vektlagt sterkere, og da særlig naturinngrep og luftforurensing. Fra 1989 var arbeidet begrunnet mer ut fra ønsket om å redusere utslippene av klimagasser. Det har også vært argumentert med at det er ulike typer markedssvikt som tilsier at myndighetene bør gripe inn.

I St.meld. nr. 29 (1998–99) om energipolitikken ble det lagt opp til at energipolitikken skulle underbygge en ambisiøs miljøpolitikk. Det ble presentert en strategi for en mer diversifisert energisektor og det ble satt mål for vannbåren varme og vindkraft. En viktig del av politikken var å begrense bruken av elektrisitet og fossile energikilder. Opprettelsen av Enova i 2001 var sentral i oppfølgingen av meldingen.

St.meld. nr. 18 (2003–2004) om forsyningssikkerheten for strøm ble fremmet i etterkant av den kritiske kraftsituasjonen i 2002–2003. Politikken for å redusere sårbarheten for svikt i tilsiget ble blant annet rettet mot å styrke innsatsen på miljøvennlig omlegging av energibruk og -produksjon.

De senere årene har arbeidet med å begrense klimagassutslipp blitt et viktigere element i politikkutformingen. Det er lagt til rette for at elektrisitet blir tatt i bruk for å bidra til reduserte klimagassutslipp i transportsektoren og i petroleumsvirksomheten på sokkelen. Utvikling av energi- og klimateknologi er blitt en stor del av virksomheten. Satsingen skal være med å bidra til en utvikling mot et lavutslippssamfunn i 2050.

En viktig forutsetning for bruken av investeringsstøtte er at virkemiddelet er kostnadseffektivt. Enova skal få mest mulig igjen i form av kWh for den støtten som gis. Støttenivået måles i støtte per energiresultat (kr/kWh), jf tabell 4.1.

Tabell 4.1 Støttenivå innenfor Energifondet 2012–2015 (Eksklusive ny energi- og klimateknologi).

Gjennomsnittlig levetid

2012

2013

2014

2015

2012–2015

Fornybar varme

20 år

92

4,6

117

5,9

112

5,6

132

6,6

112

5,6

Industri

15 år

91

6,0

57

3,8

68

4,5

57

3,8

69

4,6

Transport

15 år

62

4,2

62

4,2

Anlegg

15 år

56

3,7

80

5,3

99

6,6

106

7,1

94

6,3

Yrkesbygg

15 år

103

6,9

145

9,7

106

7,1

111

7,4

117

7,8

Bolig

15 år

209

14,0

385

25,7

198

13,2

235

15,7

252

16,8

Totalt

97

6,1

116

6,7

89

5,4

89

5,4

97

6,1

Tabellen viser støttenivå fordelt over kontraktsfestet årsresultat, samt støttenivå målt over den gjennomsnittlige levetid (kursiv). Øre/kWh.

Kilde: Enova

Det er nå 15 år siden Enova ble opprettet. Foretaket har utviklet et omfattende virkemiddelapparat rettet mot alle sektorer i samfunnet. Det har variert hva som har vært tyngdepunktet i arbeidet, jf. figur 4.3. Fra 2006 til 2008 var det stor interesse for å utvikle varmeløsninger basert på fornybare energikilder, særlig fjernvarme og små varmesentraler. Stortingets mål i 1999 om 4 TWh vannbåren varme basert på fornybare energikilder i 2010, ble nådd med god margin. Fjernvarme er nå etablert i de største byene.

Innen yrkesbygg var det stor aktivitet fra 2010 til 2013. I 2011 etablerte Enova særlige programmer rettet mot passivhus og lavenergibygg og det ble stor respons på ordningen. Energieffektive yrkesbygg er i dag mer attraktive enn andre bygg. Enova har avviklet denne særskilte satsingen fordi ønsket markedsendring er oppnådd.

Det er innen industrien Enova har høstet mest energiresultater per krone de senere år. Aktiviteten varierer fra å stimulere til energiledelse i store og små virksomheter, til store energigjenvinningsporsjekter og energieffektiviseringstiltak i kraftintensiv industri. Enova har faste kontaktpunkter med de største industrivirksomhetene for å bistå i vurderinger av hvilke tiltak som kan gjøres, og for å være til stede når selskapene er klare til å ta investeringsbeslutninger.

Figur 4.3 Energifondets disponerte og tilførte midler, 2001–2015.

Figur 4.3 Energifondets disponerte og tilførte midler, 2001–2015.

Kilde: Enova

Frem til innføring av elsertifikatsystemet i 2012 hadde Enova ansvaret for tilskudd til vindkraft. Det ble rekruttert mange prosjekter i 2009 og 2010 da om lag halvparten av midlene gikk til vindkraft.

Enova har hatt jevn aktivitet på boligområdet med satsinger på forbildeprosjekter innen nybygg og rehabilitering, og støtteordning for energitiltak i private husholdninger. Enova har hele tiden hatt en nasjonal informasjons- og rådgivningstjeneste som gratis gir råd til privatpersoner om energitiltak. Boligprogrammene har historisk sett gitt lavest resultater per krone, sett bort fra energi- og klimateknologisatsingen.

Enova har snudd seg etter de markedsmulighetene som har vært til stede. Foretaket har hatt tilstrekkelig med frihetsgrader og forutsigbarhet i finansieringen til å være til stede på kritiske tidspunkt når markedene har løsnet.

Fremover blir Enova viktig i utviklingen av et lavutslippssamfunn, og er et supplement til EUs kvotehandelssystem.

Enova fikk overført Transnovas oppgaver fra januar 2015. Med denne utvidelsen dekker Enova nesten alle sektorer med energibruk og klimagassutslipp. Transportsektoren sto for 26 prosent av de totale klimagassutslippene i Norge i 2014.

Da Enova fikk ansvar for transportområdet benyttet de innarbeidede metoder for å avdekke barrierer for omstilling. I oktober 2015 lanserte Enova en rekke programmer som dekker transportsektoren:

  • Støtte til energiledelse

  • Støtte til energitiltak i skip

  • Støtte til energitiltak i landtransport

  • Støtte til energi- og klimateknologi i transport

  • Støtte til biogass og biodrivstoff

  • Støtte til ladeinfrastruktur

  • Støtte til landstrøm.

Enova har rettet oppmerksomheten mot å utvikle markedet for produksjon og distribusjon av fornybare drivstoff for null- og lavutslippskjøretøy, både for person- og godstransport. Elektrifisering, med blant annet utvikling av hurtigladestasjoner for elbiler og landstrømanlegg for skip, er en viktig del av dette arbeidet. Enova følger også mulighetene for å konvertere til andre drivstoff som hydrogen, bioenergi og gass. I skipsfarten er det betydelige muligheter for energieffektivisering, tiltak som har store teknologiske likhetstrekk med den tradisjonelle energieffektiviseringen i industrien. Teknologiutvikling vil være et viktig element også i transportsatsingen, for eksempel knyttet til hydrogen og i maritim sektor.

4.7.2 Enovas rolle i utvikling av energi- og klimateknologi

Utvikling av energi- og klimateknologi utgjør en viktig del av arbeidet med å begrense og redusere miljø- og klimabelastningen på energiområdet. Det omfatter både utvikling av energiteknologi basert på fornybare energikilder og teknologi for å effektivisere forbruket av energi. De store gjennombruddene på teknologisiden må ventes å komme fra en samlet internasjonal innsats på området. Norske forskningsmiljøer driver omfattende forskning på energi- og miljøteknologi generelt og deltar aktivt i det internasjonale forskningssamarbeidet. I tillegg har Norge en særlig satsing på utvikling av energi- og klimateknologi gjennom Enova.

Enovas energi- og klimateknologisatsing ble vesentlig styrket etter klimaforliket i 2012. Innsatsen er rettet inn mot den siste delen av en forsknings- og utviklingsfase, der det er behov for å teste en teknologi i full skala.

I klimaforliket ble det lagt særlig vekt på at Enova kunne støtte fullskala demonstrasjonsprosjekter i industrien. I styringsavtalen fra 2012 ble det lagt til grunn at Enova skulle stille minimum 10 prosent av midlene til disposisjon for utvikling av energi- og klimateknologi i industrien. Satsingen utløste stor interesse fra industrien og i 2015 gikk 36 prosent av Enovas tildelte støtte til innovative prosjekter i industrien.

Industriprosjektene har til dels vært svært store. I 2014 tildelte Enova 1,5 mrd. kroner i støtte til Hydros pilotprosjekt for energieffektiv aluminiumsproduksjon på Karmøy. I 2015 tildelte Enova 380 mill. kroner til Glencore Nikkelverk, 122 mill. kroner til Tizir og 288 mill. kroner til Alcoa for prosjekter knyttet til ulike typer avanserte smelteverk- og elektrolyseteknologi. Dersom de lykkes, vil disse prosjektene, på hver sin måte, føre til at produksjon kan skje mer energieffektivt og med mindre klimagassutslipp.

Industrien opererer i et internasjonalt marked og det ligger godt til rette for at innovasjoner på området over tid kan få en stor spredning. Enova skal i henhold til styringsavtalen prioritere prosjekter med spredningspotensial, både nasjonalt og internasjonalt.

4.7.3 Enovas arbeidsmåte

Barrierene for energi- og klimatiltak varierer sterkt fra område til område, og de krever ulike tilnærminger. Det er viktig å kjenne og forstå de ulike bransjene for å kunne bidra til å realisere energi- og klimaresultater på en effektiv måte. I tråd med Stortingets forutsetninger ved opprettelsen av Enova, blir den operative virksomheten for energiomlegging håndtert ut fra faglige prinsipper og kunnskap om markedene.

Boks 4.5 Om opprettelsen av Enova

Tidligere arbeidet både NVE og distribusjonsselskapene med tiltak for energiomlegging. I St.meld. nr. 29 (1998–99) om energipolitikken ble det klart at det var behov for en ny organisering dersom man skulle få en slagkraftig og effektiv omlegging av energibruk- og produksjon.

Stortinget tok stilling til den konkrete organiseringen av satsingen ved behandlingen av Ot.prp. nr. 35 (2000–2001), jf. Innst. O. nr. 59 (2000–2001). Stortinget la vekt på at en samling av virksomheten i én institusjon ville legge til rette for at konkrete mål ble nådd på en langt mer effektiv måte. Målet måtte være å skaffe flest mulig miljøvennlige og sparte energienheter på en mest mulig kostnadseffektiv måte. Det var enighet om at omleggingen måtte føre til en mer markedsorientert virkemiddelbruk. Det ble lagt til grunn at en mer langsiktig finansiering ville gi bedre forutsigbarhet og mer stabile finansieringsrammer for arbeidet. For å sikre dette ble Energifondet etablert ved opprettelsen av Enova.

Enova SF ble stiftet ved kongelig resolusjon av 1. juni 2001 med virkning fra 22. juni 2001. Det ble etablert en klar ansvars- og rollefordeling der departementet skulle sette konkrete resultatmål og følge opp resultatene. Enova skulle stå for den operative forvaltningen av midlene i Energifondet gjennom utvikling av programmer og prioritering mellom prosjekter.

En målrettet satsing kan bidra til at nye teknologier og metoder blir konkurransedyktige uten støtte på sikt.

Departementets styring av Enova er på et overordnet nivå. Avtalen om forvaltningen av midlene i Energifondet er viktig. Gjennom avtaledrøftinger avstemmer departementet sine forventninger til konkrete resultater mot Enovas vurderinger av hva det er mulig å oppnå. Innenfor rammene i avtalen må Enova prioritere mellom områder, utforme programmer og tildele støtte til enkeltprosjekter slik at målene nås. Dette innebærer at Enova må ha attraktive programmer, rettet mot definerte barrierer, og markedsføre sine tilbud slik at de får inn gode søknader om prosjekter.

Energifondet får i dag inntekter i hovedsak fra et særskilt påslag på nettariffen og avkastningen fra Fondet for klima, fornybar energi og energiomlegging. Påslaget på nettariffen er 1 øre/kWh for husholdningskunder og 800 kroner per målepunkt/år for næringskunder og andre kunder. Kapitalen i Fondet for klima, fornybar energi og energieffektivisering er på 67,75 mrd. kroner. I 2016 tilføres Energifondet 2,3 mrd. kroner, herunder 1566 mill. kroner i avkastning fra Fondet for klima, fornybar energi og energiomlegging og om lag 630 mill. kroner fra påslaget på nettariffen. Den langsiktige finansieringsmodellen er en viktig forutsetning for at Enova kan være en troverdig dialogpartner i markedet generelt og i forbindelse med store prosjekter spesielt.

Det kvantitative resultatmålet har tradisjonelt fått stor oppmerksomhet. I departementets avtale med Enova for perioden 2012–2016 er det satt et mål om å utløse 7 TWh i energi- og klimaresultater. Alene sier ikke resultatmålet så mye om hvordan Enova skal innrette sin virksomhet, men det ansporer til effektivitet og det gir et viktig grunnlag for styringsdialogen. Det signaliserer også til markedet at det er knappe midler til disposisjon.

Resultatrapporteringen er basert på kontraktsfestede resultater, som justeres etter hvert som prosjektene ferdigstilles og kommer i drift. Det tar flere år før prosjektene er i drift. Det tar ytterligere tid før nye teknologier og arbeidsmetoder blir alminnelig brukt i markedet. Resultatmålet gir likevel en tidlig indikasjon på aktiviteten.

Det er mange elementer som er viktige i styringen av Enova. Arbeidsfeltet må beskrives i avtalen. Enova har i dag et bredt arbeidsfelt. Over tid har virksomheten blitt stadig mer rettet mot klima og teknologiutvikling.

Et annet viktig element i avtalen er at Enova skal søke å innrette sine virkemidler slik at de kan skape varige markedsendringer. Det vil si at Enova ideelt sett skal kunne avvikle programmer etter en viss tid. Et godt eksempel på at Enova har oppnådd et slikt resultat har vi sett i næringsbyggsegmentet, der det har blitt nokså vanlig å bygge mer energieffektive bygg enn det som kreves i henhold til byggforskriftene. Enova har derfor rettet sin støtte til næringsbygg mot de mer ambisiøse prosjektene, slik at markedet kan utvikle seg ytterligere.

For arbeidet med energi og klimateknologi er det fastsatt et særlig mål om at satsingen skal bidra til reduksjon av klimagassutslipp og bygge opp under utviklingen av energiomlegging på lang sikt. Enovas satsing skal være rettet mot utvikling av ny teknologi og løsninger nær markedsintroduksjon.

4.8 Andre virkemidler knyttet til energibruk

4.8.1 Regulatoriske virkemidler

Energikrav til bygninger

I Norge har det vært energikrav til nye bygg siden 1949. Energikravene har blitt revidert og skjerpet en rekke ganger, senest 1. januar 2016.

Energikravene gjelder også i forbindelse med søknadspliktige rehabiliteringer. Det stilles imidlertid kun krav til de deler av bygget som inngår i selve tiltaket. Rehabilitering av bygg gjennomføres sjelden av energihensyn alene. Energieffektiviseringstiltak på bygningskroppen gjennomføres ofte i sammenheng med andre nødvendige utbedringer. Kostnadene ved å gjennomføre energieffektiviseringstiltaket vil da kunne reduseres.

Det stilles krav til energiforsyningen i nye bygg. Det er forbudt å installere varmeinstallasjoner for fossilt brensel. Fra 2016 er det full adgang til å basere seg på elektrisk oppvarming i alle bygg. I svært energieffektive bygg blir konsekvensene for energisystemet ved valg av elektrisk oppvarming begrenset. Lønnsomheten ved vannbårne varmeløsninger svekkes også når energibehovet reduseres, særlig i små bygg. I bygg over 1000 m2 skal det tilrettelegges slik at det kan skiftes energibærer senere. I småhus er det krav til at det skal være pipe. Ved siste revisjon av energikravene i forskriften ble det innført noe fleksibilitet mellom å etablere en mer energieffektiv bygningskropp og installasjon av solceller.

Virkningen av de siste årenes tilstramninger i byggteknisk forskrift vil akkumuleres over tid og ha betydning for energibruken i fremtiden, jf. kap. 9.3.

Energieffektivitetskravene bidrar til å begrense energibruken om vinteren og gir dermed mindre effektbehov. Full adgang til å etablere byggene med kun elektrisk oppvarming trekker i motsatt retning.

Utfasing av oljefyr

Som et ledd i energiomlegging for eksisterende bygninger, har Stortinget bedt regjeringen innføre et forbud mot bruk av fossil olje til oppvarming i bygninger. I klimaforliket fra 2012, vedtak 563 (2012) jf. Innst. 390 S (2011–2012), ba Stortinget regjeringen om å innføre et forbud mot fyring med fossil olje i husholdninger og til grunnlast i øvrige bygg i 2020. Stortinget har senere bedt regjeringen om å vurdere å utvide forbudet til også å omfatte topplast, vedtak 387 (2015) jf. Innst. 147 S (2014–2015), og i tillegg om å komme tilbake til Stortinget med forslag om virkemidler for å fase ut fossil olje i fjernvarme og gjøre fjernvarme mest mulig ressurseffektiv, jf. Innst. 192 S (2014–2015).

Tradisjonelt har oljefyring og ved vært de mest utbredte lokale energiløsningene, og det har fungert i et godt samspill med kraftsystemet. Høye avgifter og forventninger om at det blir forbudt å bruke fossil olje til oppvarming av bygninger har imidlertid gjort at bruken av fossil olje er på vei ned. Fra et energisystemperspektiv er det gunstig å finne nye varmeløsninger som ikke belaster kraftsystemet vinterstid.

Tilknytningsplikt til fjernvarme

For fjernvarme er lønnsomheten helt avhengig av at tilstrekkelig mange kunder er tilknyttet, ettersom kostnadene per kunde synker kraftig med økt utnyttelse av kapasiteten. Kommunene kan bestemme at nye bygg skal ha tilknytningsplikt til fjernvarme i områder der det er fjernvarmekonsesjon. Det er ikke anledning til å kreve tilknytningsplikt for eksisterende bygg. Tilknytningsplikten er et redskap som kommunene kan benytte for å sikre at det blir bygd ut fjernvarme. Det kan være krevende å koordinere prosjektene i et fritt marked.

I samarbeid med Olje- og energidepartementet utga Kommunal- og moderniseringsdepartementet i 2014 en veileder til kommunene om bruk av tilknytningsplikten for fjernvarme. I veilederen blir det understreket at kommunene selv har stor frihet til å tilpasse bruken av tilknytningsplikten, for eksempel ved å bestemme hvilke typer bygg som skal knyttes til fjernvarmen og hvilke områder. Det påhviler fjernvarmeselskapet et ansvar for å gi et godt informasjonsgrunnlag til kommunen i forkant av beslutninger om tilknytningsplikt og bidra aktivt til effektivt planarbeid i kommunen på dette området.

4.8.2 Merkeordninger

Energimerkeordningen og inspeksjon av tekniske anlegg

I Norge ble det fra 1. juli 2010 et krav om at alle boliger og bygninger som oppføres, selges eller leies ut må ha en energiattest. Yrkesbygninger over 1000 m2 skal til enhver tid ha en energiattest som er synlig for bygningens brukere. Energimerkeordningen skal bidra til mer kunnskap og oppmerksomhet om energibruken i bygningsmassen. Det ble også obligatorisk med energivurdering av større fyrings- og klimaanlegg for å stimulere til gode rutiner for drift og ettersyn av anleggene.

NVE har forvaltet energimerkeordningen og ordningen for energivurdering av tekniske anlegg siden oppstarten i 2010. NVE driver i tillegg tilsyn og kan utstede sanksjoner dersom kravene i energimerkeforskriften ikke etterleves.

Energiattesten består av en energikarakter, en oppvarmingskarakter og en liste over anbefalte energieffektiviseringstiltak. Energikarakteren går fra A (svært effektiv) til G (lite energieffektiv). Energikarakteren er basert på en beregning av behovet for levert energi til bygget, og ikke faktisk målt energibruk. Oppvarmingskarakteren er illustrert med en farge som går fra grønn til rød. Oppvarmingskarakteren forteller i hvor stor grad bygningen kan varmes opp med andre energivarer enn fossilt brensel og strøm.

NVE har utviklet og drifter et web-basert system for energimerking. Energimerking av boliger kan gjennomføres gratis på internett av boligeier selv. Energimerkesystemet inkluderer et stort avansert bibliotek av objektive verdier som legger grunnlaget for energiattesten basert på brukerens oppgitte informasjon om det spesifikke bygget. Brukerens oppgitte informasjon om bygget er synlig i energiattesten for kontroll. Boligeiere kan også velge å la en ekspert energimerke boligen. Yrkesbygg og nybygg må energimerkes av eksperter.

NVEs energimerkesystem har lagt grunnlaget for høy etterlevelse av kravet om energimerking i boligmarkedet. Andre europeiske land har på sin side slitt med etterlevelse av kravet om energimerking. I februar 2016 var det siden oppstart av NVEs energimerkeordning registrert totalt nærmere 590 000 energiattester, de fleste av disse for boliger.

Energivurdering av større fyrings- og klimaanlegg skal som hovedregel gjennomføres hvert fjerde år. I februar 2016 var det siden oppstart av ordningen registrert i overkant av 20 000 energivurderinger, de fleste av disse for ventilasjonsanlegg.

Krav til miljøvennlig utforming og energimerking av produkter

Det stilles krav til en rekke produkter som har innvirkning på energibruken.

Energirelaterte produkter som omfattes av energimerkedirektivet (2010/30/EU) skal forsynes med et energimerke som skal hjelpe forbrukeren å velge de mest energieffektive produktene. Energirelaterte produkter som omfattes av økodesigndirektivet (2009/125/EF) må blant annet oppfylle visse energikrav som en forutsetning for at produktene skal få bære CE-merket som er inngangsbilletten til EØS-markedet.

Økodesign- og energimerkekravene gjelder foreløpig først og fremst husholdningsprodukter. Kravene er harmoniserte og gjelder innenfor hele EØS-området. NVE deltar i regelverksutformingen og fører tilsyn med ordningene. Disse direktivene er nærmere omtalt i kap. 6.

4.8.3 Måling og informasjon for bedre energibruk

For å sikre effektiv utnyttelse av energiressursene er det viktig at forbrukerne har god informasjon om energipriser og kostnader ved ulike tiltak som kan påvirke energibruken. Det er avgjørende at forbruket blir målt slik at aktørene kan vurdere lønnsomheten ved energieffektivisering eller konvertering av energibærer. Energibruken vil bli høyere hvis forbruket i store bygg måles kollektivt, enn dersom alle måles individuelt. For strømforbruket kreves det individuell måling. Fra 1. januar 2019 skal norske strømforbrukere dessuten ha fått installert avanserte måle- og styringssystemer (AMS), se omtale av AMS og energieffektivisering i kap. 11.3.2. For fjernvarme er kollektiv måling det mest vanlige i boligblokker og kontorlokaler. Det er ikke krav om å installere individuelle varmemålere, men det finnes eksempler i nye bygg på individuelle målere for fjernvarme.

Det er en betydelig aktivitet for å tilrettelegge informasjon til forbrukerne. Enova har en rekke informasjons- og rådgivningsaktiviteter rettet mot næringskunder, kommuner, husholdninger, barn og unge. I tillegg har mange nettselskaper og kommuner informasjonsvirksomhet.

5 Energi og næring

5.1 Energisektorens rolle i norsk økonomi

Energisektoren i Fastlands-Norge utgjør en viktig del av verdiskapingen i norsk økonomi. Sektoren skaper i seg selv store verdier, både innenlands og utenlands. Energisektoren legger også grunnlag for verdiskaping i andre deler av økonomien, gjennom å skaffe tilgang på energi og kraft som innsatsfaktor. Verdien av dette er vanskelig å fastsette. Kraftsektoren bidrar også direkte med store verdier til felleskapet gjennom inntekter, skatter og avgifter.

Energisektoren inkluderer alt som omhandler salg, produksjon, transport og teknologiutvikling innen kraft- og varmeproduksjon. Leverandørindustri og forskningsinstitusjoner utvikler ny teknologi og leverer løsninger som gjør at energien kan produseres og transporteres så effektivt som mulig. I tillegg finnes det entreprenører, konsulenter, rådgivere, meglere, finansieringsinstitusjoner og flere andre grupper som jobber med administrative og tekniske oppgaver knyttet til planlegging, utbygging og drift av kraftverk og kraftmarkedet.

I 2013 fantes det 20 400 årsverk innen fornybar energiproduksjon, kraftnett og infrastruktur, teknologiutvikling og andre leverandører av varer og tjenester til næringen.17 Den største delen av næringen er knyttet til produksjon, salg og overføring av kraft.

Kraftproduksjon, elektrisitet-, gass- og varmtvannsforsyning omsatte for i overkant av 59 mrd. kroner i 2013. En stor del av inntektene kommer fra produksjon og omsetning av kraft. Inntekten har variert over tid, avhengig av produksjon og prisutvikling. I tillegg til selve energiproduksjonen omsatte18 forskning, leverandørindustri og vare- og tjenesteleverandører for i overkant av 20 mrd. kroner i 201319.

I 2013 eksporterte den norske fornybarnæringen for om lag 9,4 milliarder kroner. Av dette utgjorde nettoeksporten av elektrisitet om lag 4,4 milliarder kroner. Eksporten fra norske leverandører innen denne delen av energisektoren utgjorde 5 milliarder kroner, hvor solenergi og havbasert vindkraft sto for hoveddelen.

Verdiskapingen i energisektoren og tilknyttede næringer avhenger i stor grad av utviklingen i energimarkedet nasjonalt og internasjonalt, samt den løpende konjunktursituasjonen.

5.2 Produksjon, salg og overføring av kraft

Det er investert betydelige verdier i den norske kraftsektoren, og næringen sysselsetter i dag 19 000 mennesker20. Sysselsettingen innenfor sektoren har økt med 14 prosent de siste 10 årene. Kraftsektoren kan deles inn i næringer for produksjon, leveranse/salg og overføring av kraft.

Avkastningen i kraftsektoren har historisk sett utviklet seg i takt med andre næringer i norsk økonomi, men har variert mye. Fordi overføringsdelen av kraftsektoren er en regulert virksomhet, er det i hovedsak kraftproduksjon og omsetning som svinger fra år til år. Dette skyldes de store variasjonene som kan forekomme i kraftpriser og produksjonen, jf. kap 3.

Boks 5.1 Eierskap i kraftsektoren

Norske kommuner og fylker har store verdier investert i kraftbransjen.

Kommuner, fylkeskommuner og staten eier samlet sett om lag 90 prosent av produksjonskapasiteten i landet. Staten, ved Nærings- og fiskeridepartementet, eier gjennom Statkraft SF om lag en tredel1 av produksjonskapasiteten. Organisering av Statkraft som statsforetak innebærer at staten er eneeier. Mange selskaper i sektoren har flere eiere og det er stor grad av krysseierskap.

De fleste nettselskapene er helt eller delvis eid av en eller flere kommuner. Staten eier omtrent 90 prosent av transmisjonsnettet. Statens eierskap til transmisjonsnettet forvaltes gjennom Statnett SF.

Det er totalt 183 produksjonsselskaper i Norge. Av disse driver 54 med produksjon av kraft alene. De ti største selskapene står for om lag 70 prosent av produksjonsevnen i det norske vannkraftsystemet. Det er over 150 selskaper som driver nettvirksomhet på et eller flere nivåer i Norge, ikke alle har tilknyttede kunder.

Et særpreg ved den norske vannkraftsektoren er vilkår om hjemfall for konsesjoner gitt til private. Hjemfall innebærer at staten vederlagsfritt overtar vannfall og produksjonsutstyr når konsesjonen utløper.

I 2008 ble det gjort endringer i vassdragslovgivningen for å sikre det offentlige eierskapet til landets vannkraftressurser. Dette innebærer at nye konsesjoner for eiendomsrett til vannfall, samt konsesjon for videre overdragelse av konsederte vannfall, nå bare kan gis til offentlige erververe som statsforetak, kommuner og fylkeskommuner. I tillegg kan slik konsesjon gis til selskaper som er delvis offentlig eid, så fremt det offentlig har minst to tredeler av kapitalen og stemmene i selskapet, og organiseringen er slik at det er et reelt offentlig eierskap. Dette innebærer at private kan eie inntil en tredel av et slikt selskap. Private kan også eie kraftproduksjon som ikke er konsesjonspliktig etter industrikonsesjonsloven, for eksempel vindkraft, solkraft og en del småkraft.

Kraftproduksjon og nettvirksomhet er kapitalintensiv virksomhet. I tiden fremover er det ventet store investeringer på alle nettnivåer, og reinvesteringsbehovet i kraftproduksjon er økende, jf kap. 10. I perioder med store investeringer er eiernes muligheter til å bidra med kapital viktig. Det er et stort offentlig eierskap i sektoren, herunder er mange kommuner eiere i både produksjon og nettvirksomhet. Ikke alle eiere har mulighet eller vilje til å bidra med kapital eller avstå fra utbytte i en tid med store investeringer, noe som kan påvirke kapitalsituasjonen i sektoren.

1 Staten eier i tillegg 34,26 prosent av Norsk Hydro, som eier kapasitet på 10 TWh /år.

5.2.1 Kraftproduksjon

Inntektene til den norske kraftproduksjonen er avhengig av produksjonsvolum og utviklingen i kraftpriser. Tilsigsforholdene i vannkraftsystemet vil i stor grad bestemme hvor mye som kan produseres i det enkelte år. Lagringskapasiteten som enkelte produsenter har, gjør det imidlertid mulig å tilpasse produksjonen.

Kraftproduksjon er i dag en konkurranseutsatt næring som selger sin produksjon i et marked som er sterkt integrert med Norden og Europa. Inntektene avhenger dermed i stor grad av markedsforholdene i det nordiske og europeiske kraftmarkedet, og hvorvidt næringen over tid, med gjeldende rammebetingelser, kan produsere og investere billigere enn produsenter i andre land.

Den norske fornybare kraftproduksjonen har i utgangspunktet store konkurransefortrinn i det europeiske kraftmarkedet, som følge av lave driftskostnader og evnen til å regulere produksjonen til tider hvor det er mest gunstig å produsere. Prisen på CO2-kvoter, som må betales av fossilbasert kraftproduksjon i det europeiske markedet, gir vannkraften konkurransefordeler som er svært viktig for verdien av de norske produksjonsressursene.

Løpende tilsigs- og temperaturforhold i Norge og Norden påvirker kraftprisene fra år til år. Også utviklingen i kraftbalansen og handelsmulighetene mellom Norge, Norden og Europa har betydning for kraftprisen. Disse forholdene kan gi grunnlag for perioder med lavere eller høyere inntjening enn det markedsutviklingen i det øvrige europeiske markedet tilsier.

Det har vært en betydelig nedgang i inntekten til kraftproduksjon de senere årene som følge av utviklingen i kraftprisene. Dette har sammenheng med lavere priser i det europeiske markedet og dels et økende kraftoverskudd i Norden. Elsertifikatmarkedet er medvirkende til situasjonen i det nordiske kraftmarkedet. Siden 2010 har bruttoinntekten i norsk kraftproduksjon blitt mer enn halvert, jf. figur 5.1.

Figur 5.1 Vannkraftens årlige bruttoinntekt fordelt på ulike elementer, mill kroner pr år. 2015 anslag.

Figur 5.1 Vannkraftens årlige bruttoinntekt fordelt på ulike elementer, mill kroner pr år. 2015 anslag.

I parameteren «til kommune og fylkeskommune» inngår konsesjonskraft, konsesjonsavgift, naturressursskatt og eiendomsskatt. Parameteren «bilaterale avtaler» viser et anslag på endring i bruttoinntekt som følge av differanse mellom spotpris og priser i bilaterale kraftavtaler.

Kilde: Energi Norge

Den bedriftsøkonomiske lønnsomheten av kraftproduksjon avhenger også av utviklingen i konsesjonsvilkår, skatter og avgifter for vannkraftsektoren. Kraftsektoren bidrar i betydelig grad til inntekter til felleskapet. Lønnsomhetsbaserte skatter virker i noen grad dempende på variasjoner i inntjeningen som følge av varierende kraftpriser. Andre skatter, avgifter og pålegg som ikke avhenger av lønnsomhet, forsterker utviklingen i perioder med lavere inntjening i kraftselskapene.

I figur 5.1 anslås det en bruttoinntjening på om lag 26 mrd. kroner og en netto kontantstrøm på 8,5 mrd. kroner for 2015, det laveste nivået på 20 år. Det er nettoinntekten i kraftproduksjonen over tid, i figuren vist ved kontantstrømmen, som avgjør hvorvidt det er lønnsomt å vedlikeholde, reinvestere eller investere i ny produksjon.

Det offentlige eierskapet til kraftselskapene gir grunnlag for utbytte til eierne. Etter at energiloven fra 1990 la grunnlaget for omstrukturering av kraftbransjen, har kommuner og fylker høstet store verdier fra sitt eierskap i kraftnæringen, gjennom utbytte, renter på ansvarlige lån og i noen grad gjennom salg av aksjer. Store eieruttak har tidligere vært mulig i perioder der inntektene i kraftselskapene har vært høye, særlig fra rundt 2000-tallet, samtidig som investeringene har vært begrensede.

Figur 5.2 viser utvalgte inntekter til stat og kommune fra kraftsektoren siden 2000.

Figur 5.2 Inntektskatt, grunnrenteskatt, konsesjonskraft, konsesjonsavgift og eiendomsskatt 2000–2014.

Figur 5.2 Inntektskatt, grunnrenteskatt, konsesjonskraft, konsesjonsavgift og eiendomsskatt 2000–2014.

Kilde: SSB, NVE, Skattedirektoratet, OED

5.2.2 Marked og omsetning

Kraftmarkedet består av engrosmarkedet og sluttbrukermarkedet. I engrosmarkedet handles større kraftvolum av kraftprodusenter, kraftleverandører, meglere, energiselskaper og store forbrukere. I Norden handler disse aktørene på kraftbørsen Nord Pool eller gjennom bilaterale avtaler. I sluttbrukermarkedet inngår den enkelte forbruker avtale om kjøp av kraft fra en fritt valgt kraftleverandør.

På Nord Pool handler aktørene i forskjellige markeder, Elspot (døgnmarkedet), Elbas (intradagmarkedet) og balansemarkedene jf. kap. 3.

Samlet ble det omsatt 489 TWh i spot- og intradagmarkedet i 2015. Av dette utgjorde spothandelen for Norden og Baltikum størstedelen, med en omsetning på 374 TWh. I tillegg ble det omsatt nærmere 110 TWh i Elspot UK. Handelen i intradagmarkedet Elbas utgjør en mindre del, med en omsetning på 5 TWh i 2015. Omsetningen i dette markedet har imidlertid blitt doblet de siste fem årene. I Elspot-markedet beregnes systemprisen for Norden som benyttes i det finansielle markedet. Den finansielle krafthandelen omfatter handel med finansielle instrumenter som brukes til både risikostyrings- og spekulasjonsformål. Alle kontrakter gjøres opp finansielt, uten fysisk sluttoppgjør i form av kraftleveranse.

Finansiell krafthandel kan foregå både bilateralt og på en markedsplass/børs. I Norden foregår det meste av den finansielle handelen på børsen NASDAQ OMX Commodities AS (NASDAQ OMX). NASDAQ OMX har konsesjon fra Finanstilsynet, som også fører tilsyn med markedsplassen. På NASDAQ OMX kan aktørene prissikre seg for kjøp og salg av kraft for opptil seks år frem i tid, fordelt på døgn, uker, måneder, kvartaler og år.

De finansielle produktene omfatter future- og forwardkontrakter, electricity price area differentials (EPAD) og opsjoner.

NASDAQ OMX Clearing AB (NASDAQ Clearing) foretar avregning og oppgjør av de finansielle kontraktene på NASDAQ OMX. Clearingvirksomhet er et viktig bidrag til effektiviteten i det nordiske kraftmarkedet. NASDAQ Clearing trer inn som motpart i all finansiell handel på NASDAQ OMX. Også bilaterale finansielle avtaler kan cleares. Dette tar bort motpartsrisiko for aktørene.

Boks 5.2 Finansielle produkter

Future- og forwardkontrakter er avtaler om et finansielt oppgjør av en avtalt mengde kraft for en avtalt tidsperiode til en avtalt pris. For futurekontrakter skjer oppgjøret både i handels- og leveringsperioden, mens for forwardkontrakter skjer oppgjøret ved kontraktens utløpstid. Future- og forwardkontraktene er viktige instrumenter for prissikring.

EPAD er forwardkontrakter som dekker differansen mellom områdeprisen og systemprisen.

Opsjoner innebærer en rettighet, men ikke en plikt, til å kjøpe eller selge en forwardkontrakt i fremtiden til en avtalt pris. NASDAQ OMX lister kun europeiske opsjoner, det vil si opsjoner som kun kan innløses på sluttidspunktet av perioden den er inngått for.

I omsatt volum består det norske sluttbrukermarkedet av om lag en tredjedel husholdningskunder, en tredjedel industri og en tredjedel mellomstore forbrukere, som for eksempel hoteller og kjedebutikker.

For forbrukerne er strøm et homogent produkt, det vil si at det ikke er mulig å skille ulike kraftleveranser fra hverandre. Det som skiller kraftleverandørene fra hverandre er derfor kraftkontraktene de tilbyr. Generelt kan sluttkunden velge mellom tre hovedtyper kraftkontrakter: Fastpriskontrakter, kontrakter med standard variabel pris og kontrakter basert på markedspris med påslag (spotprisavtale).

En fastpriskontrakt er en avtale om en fast pris på kraft over en periode, for eksempel ett år. Leverandører er forpliktet til å levere strøm for den avtalte prisen, uansett hva som skjer med kraftprisen i markedet. En fastpriskontrakt er derfor en form for finansiell kontrakt der kunden er prissikret for perioden kontrakten gjelder for. Kraftleverandørene fastsetter fastprisen basert på forventninger om kraftprisen, i tillegg til et påslag for å dekke kostnader. Forskjellen mellom fastprisen og markedsprisen vil være risikotillegget for prissikringen.

Prisen på standard variabel kraftpris varierer med utviklingen i kraftmarkedet. Standard variabel kraftpris er også en form for finansiell kontrakt, men med ganske kort prissikringsperiode. Leverandøren plikter å informere om prisendringer 14 dager før de trer i kraft.

Kontrakter basert på markedspris med påslag er en avtale om at prisen følger markedsprisen som fastsettes på Nord Pool. I tillegg til markedsprisen må kunden betale et påslag. Slike kontrakter er det nærmeste ordinære kunder kommer elspotmarkedet.

Forbrukerrådets nettside www.strømpris.no gir forbrukerne oversikt over alle leverandørenes kraftkontrakter. Oversikten gjør det enkelt for forbrukerne å finne frem til den avtalen som passer dem best.

5.2.3 Overføring av kraft

Nettvirksomheten omtales som et naturlig monopol. Kostnadene ved å bygge nett er høye, og det er ikke samfunnsmessig rasjonelt å bygge flere konkurrerende nett. Dette innebærer sterk offentlig involvering i sektoren, og gjør at nettvirksomheten er nøye regulert. Den nasjonale omsetningen innen nettvirksomheten var om lag 7 mrd. kroner i 2013.

Staten eier om lag 90 prosent av transmisjonsnettet gjennom statens eierskap av Statnett SF. Det øvrige transmisjonsnettet er fordelt mellom flere netteiere, hvorav Hafslund Nett AS, BKK Nett AS og SKL Nett AS har de største eierandelene. Anlegg som eies av andre enn Statnett inngår i sentralnettsordningen, og leies inn av Statnett som operatør. Kommuner og fylkeskommuner eier det meste av regionalnettene og de lokale distribusjonsnettene. Rundt 15 prosent av distribusjons- og regionalnettet eies av private aktører21. Av landets 428 kommuner hadde hele 293 kommuner eierskap i nettselskaper i 2012.

Over halvparten av regionalnettselskapene eier kun anlegg i et avgrenset område. Dette kan for eksempel være selskap med noen titalls kilometer ledning i tilknytning til eget distribusjonsnett eller selskap som kun eier enkeltkomponenter. Disse enkeltkomponentene kan være bryterfelt og koblingsstasjoner, men også relativt store anlegg, som transformatorstasjoner mellom regional- og distribusjonsnettet. En liten andel er anlegg i tilknytning til industri eller produksjon, hvor det også er tilknyttede nettkunder.

Ved inngangen til 2015 var det 144 nettselskap som tarifferte kunder. Av disse driver 128 distribusjonsnett og 84 regionalnett, med eller uten tilknyttede sluttbrukere. Regionalnettselskap uten tilknyttede sluttbrukere kan være kraftprodusenter eller større industri som kun eier sin egen tilknytningslinje eller tilhørende transformering. Det er stor variasjon mellom nettselskapene, og mange av selskapene er små. Det er kun de syv største nettselskapene som har over 100 000 kunder. Disse har til sammen i overkant av 1,7 millioner kunder i distribusjonsnettet, tilsvarende 60 prosent av kundemassen. De store selskapene ligger i hovedsak i deler av landet med høy befolkningstetthet.

Selv om antallet nettselskap er halvert siden 1984, er det bare Estland i europeisk sammenheng som har flere nettselskap enn Norge, sett i forhold til antall abonnenter. Selv med en ytterligere halvering av antall nettselskap vil Norge være blant landene med færrest abonnenter per nettselskap sammenlignet med andre land i EU. Norges desidert største nettselskap etter Statnett, Hafslund Nett AS, vil knapt komme med blant de 70 største nettselskapene i EU.

Vertikale skiller og horisontale sammenslåinger

Ved gjennomføringen av andre elmarkedsdirektiv ble nettselskaper med over 100 000 nettkunder pålagt både selskapsmessig og funksjonelt skille. Selskapsmessig skille innebærer at nettvirksomheten og produksjons-/omsetningsvirksomheten skilles ut i egne selskaper (selvstendige rettssubjekter). Funksjonelt skille vil si at nettvirksomheten skal være uavhengig organisatorisk sett, og at beslutninger skal være uavhengig fra andre deler av den vertikalt integrerte virksomheten. Kravet til funksjonelt skille innebærer også at virksomhet knyttet til produksjon eller omsetning av elektrisk energi heller ikke organisasjonsmessig skal kunne kontrollere nettvirksomheten.

De fleste nettselskap i Norge er integrert med annen type virksomhet, for eksempel kraftomsetning, kraftproduksjon, tele og annen virksomhet. Bare syv av nettselskapene har krav til både selskapsmessig og funksjonelt skille etter energiloven. 79 nettselskap har nett og produksjon eller omsetning i samme juridiske enhet. 24 av nettselskapene har kraftproduksjon eller annen næringsvirksomhet som hovedaktivitet, men driver noe nettvirksomhet knyttet til dette. Mange har tele og/eller annen virksomhet i samme enhet som nettvirksomheten22.

Innen 2021 skal all nettvirksomhet med inntektsramme være underlagt krav om selskapsmessig og funksjonelt skille, jf Prop. 35 L. Formålet med å innføre selskapsmessig og funksjonelt skille for all nettvirksomhet er å redusere risikoen for uheldig sammenblanding av monopolvirksomhet og konkurranseutsatt virksomhet og kryssubsidiering. At nettvirksomhetene skilles ut som egne juridiske enheter, gjør det også mer gjennomsiktig hvilken del av verdiskapingen som stammer fra ulike virksomhetsområder, og vil bidra til å forenkle sammenslåinger, med mulighet til å høste stordriftsfordeler. Samlet sett kan dette bidra til en mer effektiv og robust nettstruktur.

Figur 5.3 Aluminiumsproduksjon og CO2-intensitet i elektrisitetsproduksjon.

Figur 5.3 Aluminiumsproduksjon og CO2-intensitet i elektrisitetsproduksjon.

Kilde: IEA, USGS Mineral yearbook 2015

5.3 Energi som grunnlag for industri

Tilgangen på energi og kraft har hatt og har fortsatt stor betydning for verdiskaping også i andre sektorer. Dette gir grunnlag for all produksjon av varer og tjenester i norsk næringsliv og industri. For enkelte næringer, der energi inngår som en av de største innsatsfaktorene i produksjonen, er betydningen særlig stor.

Boks 5.3 Elektrisitetskostnader i industrien

Elektrisitetskostnadene har stor betydning for konkurransesituasjonen i industrien. Det tyske forskningsinstituttet Frauenhofer har i samarbeid med Ecofys utarbeidet en rapport1 som sammenlikner elektrisitetskostnader for industrien i Norge med utvalgte land i Europa og verden. Rapporten er en tilleggstudie2 til en rapport utarbeidet av Frauenhofer på oppdrag av det tyske finansdepartementet.3 Tabell 5.1 viser kraftprisene for utvalgte grupper av industrielle kraftforbrukere i Norge og i enkelte andre europeiske land.

Tabell 5.1 Kraftpriser1 i utvalgte europeiske land. Eurocent/kWh.

Anskaffelseskostnader for elektrisitet Eurocents/kWh

Norge

Tyskland

Nederland

Frankrike

Italia

Selskaper med forbruk på 70–150 GWh/år

3,57

4,91

5,56

4,42

7,41

Selskaper med forbruk på 20–70 GWh/år

3,82

5,15

5,46

4,29

8,3

Selskaper med forbruk på 2–20 GWh/år

3,87

5,59

5,69

4,42

9,02

Selskaper med forbruk på 0,5–2 GWh/år

3,93

6,08

5,96

5,00

9,27

1 Kraftpris utenom nettkostnader, skatter og avgifter.

Kilde: Frauenhofer, Ecofys

Norge har de laveste kraftprisene blant alle forbruksgruppene i de utvalgte landene i Europa. For virksomhetene som har et elektrisitetsforbruk mellom 70–150 GWh/år viser tabellen at kraftprisene i Norge er 30 prosent lavere enn den gjennomsnittlige prisen i de utvalgte europeiske landene.

Også større forbrukere, som kraftintensiv industri, har ifølge rapporten lave kostnader knyttet til elektrisitet sammenliknet med resten av Europa. Dette skyldes først og fremst at Norge har de laveste kraftprisene av de utvalgte landene, i tillegg til relativt sett lave nettkostnader for industrien, jf. figur 5.4.

Rapporten deler opp kostnadene i kraftpris, nettkostnader og skatter og avgifter. Størrelsene er basert på offentlig tilgjengelige tall, og det må derfor tas forbehold om at prisene kan variere fra produsent til produsent som følge av individuelle kraftkontrakter og andre forhold som er særegent for de ulike bedriftene. Flere av bedriftene i den kraftintensive industrien har langsiktige kontrakter på elektrisitet eller produserer kraft til eget forbruk. Dette kan bidra til at rapporten gir for høye anslag på anskaffelseskostnaden for elektrisitet i norsk industri. Reduserte nettariffer på enkelte nettnivå og muligheten til å selge kraft i for eksempel balansemarkedet, gjør at de faktiske nettkostnadene også kan være lavere enn det som fremkommer i figuren.

Andre årsaker til at kostnadene relativt sett er lavere i Norge, er at industrien gis fritak for enkelte avgifter, noe som ikke alltid er tilfellet i andre europeiske land. I tillegg pekes det på at norsk kraftintensiv industri ligger langt fremme i å utvikle og ta i bruk ny og mer energieffektiv teknologi, spesielt sett i en global sammenheng. I sammenlikningen med USA, Canada, Korea, Kina og Japan er det bare Canada (Quebec) som har noe lavere energikostnader enn kraftintensiv industri i Norge. Studien baserer seg på det samme utvalget av land som ble lagt til grunn i den opprinnelige rapporten fra Frauenhofer. Mange andre land globalt kan være mer relevante for konkurransesituasjonen til norsk industri.

Figur 5.4 Elektrisitetsutgifter for store kraftforbrukere. Eurocent/kWh.1

Figur 5.4 Elektrisitetsutgifter for store kraftforbrukere. Eurocent/kWh.1

1 Nettkostnadene er oppgitt for et elektrisitetsforbruk på 70-150 GWh/år, da nettkostnadene til større forbrukere ikke er tilgjengelig. Kraftprisene er estimert, se rapport for forutsetningene.

Kilde: Frauenhofer ISI, Ecofys GmbH

1 «Electricity cost of energy intensive industries in Norway- a comparison with energy intensive industries in selected countries.» 2016. På oppdrag for Energi Norge og Olje- og energidepartementet.

2 Electricity Costs of Energy-Intensive Industries – an International Comparison.

3 German Federal Ministry of Economic Affairs.

5.3.1 Kraftintensiv industri i Norge

Muligheten til å ta i bruk fornybar og fleksibel kraft til konkurransedyktige betingelser har gitt Norge grunnlag for å bygge ut kraftintensive næringer. Den kraftintensive industrien har betydd mye for Norge som industrinasjon, både i form av arbeidsplasser og eksportinntekter. Bedriftene ligger nær ressurskildene og er i flere tilfeller hovedvirksomhet i lokalmiljøet. Den kraftintensive industrien er spredt fra Lista i sør til Finnfjord i nord. Til sammen sysselsetter denne delen av industrien om lag 40 000 mennesker.

Kraftintensiv industri omfatter fire hovednæringer: Produsenter av papirmasse og papir, kjemiske råvarer, metallindustrien og mineralsk industri. Næringene defineres som kraftintensive fordi de bruker langt mer kraft per produsert enhet enn øvrige industrinæringer. Totalt står disse næringene for to tredjedeler av energibruken og 80 prosent av kraftbruken i norsk industri.

De kraftintensive industrinæringene produserer i all vesentlighet for eksport, med produktpriser satt i globale markeder. Utviklingen i råvarepriser og valuta er derfor avgjørende for industriens lønnsomhet. Dagens eksportverdi fra denne industrien utgjør en betydelig andel av samlet eksport av varer og tjenester fra Fastlands-Norge. Omsetningen i denne næringen har de siste årene variert rundt 100 mrd. kroner i året.

Den historiske avkastningen i den kraftintensive industrien har vært variabel over tid. Lønnsomheten er i stor grad gitt av utviklingen på verdensmarkedet, og er svært konjunktursensitiv. Med et stort forbruk av energi og kraft er industriens lønnsomhet også avhengig av utviklingen i energi- og kraftpriser nasjonalt og internasjonalt og klimapolitiske rammebetingelser. Også utviklingen i andre kostnadskomponenter sammenliknet med tilsvarende virksomheter internasjonalt er av betydning.

Tilgangen på fornybar kraft er en konkurransefordel for den kraftintensive industrien i Norge. Produksjonen av industriprodukter er forbundet med langt mindre klimagassutslipp enn i andre deler av verden, jf figur 5.3.

Industrien arbeider i betydelig grad med energieffektivisering og teknologiutvikling for å redusere bruken av energi og øke effektiviteten i produksjonen. Dette kan legge grunnlaget for å øke konkurransekraften til denne næringen ytterligere over tid. I samarbeid med Enova er det gjennomført og arbeides med en rekke prosjekter som har bidratt til energieffektivisering og implementering av ny teknologi i industrien, jf. også boks 5.4.

Boks 5.4 Pilot på Karmøy

Hydros første aluminiumverk ble etablert på Karmøy i 1963. Kraften til verket ble hentet fra utbyggingen av Røldal-Suldal-vassdraget, som ble bygget ut nettopp med tanke på å skaffe strøm til aluminiumverket. I dag er Hydro

Karmøy et av Europas største integrerte aluminiumverk. I 2017 skal den eksisterende fabrikken utvides med en teknologipilot. Hydros mål med pilotprosjektet er å industrialisere verdens mest klima- og energieffektive teknologi for aluminiumelektrolyse. Ambisjonen er å redusere energibruken med rundt 15 prosent målt i forhold til verdensgjennomsnittet, og med de laveste CO2-utslippene i verden. Pilotanlegget vil gi nye arbeidsplasser på Karmøy og øke produksjonskapasiteten ved anlegget med 40 prosent.

5.3.2 Energi som grunnlag for annen industri og næringsvirksomhet

Store datasentre

Datasentre er en relativt ny industri som har fått stor utbredelse internasjonalt i takt med økende behov for å lagre store mengder data. Data overføres via internett til datasentrene for lagring og hentes tilbake på samme måten. Med tilstrekkelig overføringskapasitet kan datasentrene ligge geografisk langt unna brukerne av dataene. Gode fiberforbindelser er derfor en forutsetning for at slike datasentre skal fungere.

Figur 5.5 Forventet vekst i verdens datasentertrafikk.

Figur 5.5 Forventet vekst i verdens datasentertrafikk.

Kilde: Cisco Global Cloud Index, 2014–2019

Datasentre er svært energikrevende. De største anleggene har effektbehov på flere hundre megawatt og forbruk av elektrisitet på flere TWh. Elektrisitet brukes både til drift og kjøling av serverne. Kostnadene til elektrisitet utgjør derfor en vesentlig del av datasentrenes kostnader. Land med kaldt klima og god tilgang på elektrisitet er godt egnet for lokalisering av datasentre. Brukerne av sentrene er også avhengig av høy driftssikkerhet til enhver tid. Det betyr at land med stabile økonomiske og politiske systemer og lav sannsynlighet for naturkatastrofer er gunstige land for etablering. Store selskaper som Apple, Google og Facebook har forpliktet seg til et mål om å drifte sine datasentre på 100 prosent fornybar kraft, og ønsker å etablere seg i områder som både er gunstig økonomisk og miljømessig

De nordiske landene peker seg ut som områder med gode betingelser for etablering av datasentre, med tilgang på fornybar elektrisitet, kjølig klima og stabile politiske og økonomiske systemer. Google, Facebook og Apple har derfor allerede etablert sentre i Sverige, Finland og Danmark, med kraftbehov fra 0,5 TWh til 1,5 TWh per senter.

Norge har foreløpig tre mellomstore datasentre; Digiplex, Green Mountain og Evry. I tillegg finnes en rekke mindre datasentre. I august 2015 ble det kjent at Lefdal Mines sammen med IBM og Rittak vil etablere et stort datasenter i Sogn og Fjordane. Anlegget forventes å være i drift i 2016. Fullt utbygd er det anslått at anlegget vil ha en kapasitet på 200 MW.

Det bygges også et nytt datasenter i Vennesla, N01, av selskapet Bulk Infrastructure. Datasenteret skal bygges ut i etapper, og den første delen skal tas i bruk i 2016. Første byggetrinn er på 100 MW. Om alle deler av prosjektet blir realisert legger selskapet til grunn at N01 vil kunne få et totalt effektbehov på over 400 MW.

5.4 Leverandørindustrien i energisektoren

Den norskbaserte leverandørindustrien som leverer varer og tjenester til fornybarnæringen er en viktig næringsklynge i Norge. Fornybarnæringen har utviklet seg fra produksjon av kraft fra vann til i de siste tiår også å omfatte fornybare energikilder som vind, sol og bio. Aktivitetsnivået i leverandørnæringen er nært knyttet til utviklingen i energi- og kraftmarkedene nasjonalt og internasjonalt.

5.4.1 Fornybarnæringen og leverandørindustrien

Produksjonen av vannkraft la grunnlaget for utviklingen av en svært kompetent vannkraftklynge i Norge. Dette er fortsatt den største klyngen innen fornybarnæringen innenlands.

Figur 5.6 Fordelingen av de sysselsatte i leverandørindustrien innenfor hver sektor.

Figur 5.6 Fordelingen av de sysselsatte i leverandørindustrien innenfor hver sektor.

Kilde: Multiconsult

Multiconsult23 har på oppdrag fra Olje- og energidepartementet utført en studie av omfanget av den norskbasert fornybarnæringen hva gjelder omsetning og sysselsetting i næringen (2013). Med fornybarnæringen menes aktører som enten produserer kraft eller varme fra fornybare energikilder (vann, vind, sol og bio), eller leverer varer og tjenester til disse. Aktører tilknyttet kraftnettet og kraftmarkedet inngår også i undersøkelsen, selv om disse ikke er direkte tilknyttet fornybarnæringen i snever forstand.

Boks 5.5 Utvikling av en leverandørindustri i Norge

Norsk vannkraft til kraftproduksjon er langt på vei historien om Kværner Brug – bedriften som ble etablert i 1853 i Lodalen, med vannhjul i Loelva. Dette var den første, spede starten på utnyttelse av elvekraft. Bedriften i Lodalen produserte litt av hvert, blant annet støpte deler til byggeindustrien.

Fallhøyder mellom 250 til 600 meter er typisk i Norge. Kværner så tidlig betydningen av å satse på høytrykksturbiner – francis og pelton – og utviklet disse til et nivå som gjorde at også det internasjonale marked fattet interesse. Dette har resultert i en betydelig eksport av turbiner fra Norge.

Samtidig med starten på produksjonen av vannkraftturbiner ble det bygget opp en elektroteknisk industri i Norge. Frognerkilen Fabrikk(FF) ble etablert i 1873. I 1906 ble FF et datterselskap av sveitiske Brown Boweri og skiftet navn til Norsk Elektrisk Brown Boweri (NEBB). Virksomheten ble en av Norges største industriforetak og produserte komplett elektrisk utstyr til de fleste vannkraftanlegg i Norge. NEBB ble siden innlemmet i sveitsiske ABB.

Rainpowers turbinlaboratorium i Trondheim ble bygd i 1985 i tett tilknytning til nåværende NTNU. Laboratoriet har hatt og har en sentral rolle i testing og utvikling av nye turbiner, og er også viktig for utdannelsen av fremtidige eksperter innen turbinteknologi. Dette illustrerer det viktige samspillet mellom teknologi- og næringsutvikling.

To sentrale forutsetninger var viktige for leverandørindustriens «gullalder» frem til 1980-tallet. Det ene var at Norge hadde et meget stort og aktivt hjemmemarked. I forbindelse med gjenoppbyggingen etter krigen og frem til 1985 var det en periode med svært stor utbyggingsaktivitet over hele landet. Dette ga mange oppdrag til norske leverandører, konsulenter og entreprenører.

En annen viktig faktor er at en i forbindelse med konsesjonslovene av 1917 innførte særskilte bestemmelser i lovverket om bruk av norske varer og tjenester, dersom disse ellers var på om lag samme nivå som utenlandske leveranser når det gjeldt pris- og kvalitet.

I 1991 ble kraftmarkedet i Norge omstrukturert, og Norge er etter hvert blitt del av et internasjonalt kraftmarked. Generell overkapasitet av kraft på 1990-tallet kombinert med et markedsbasert system førte til synkende kraftpriser og en nedgang i nyinvesteringer. Et svakt hjemmemarked førte til en kraftig nedbygging av den tradisjonelle norske leverandørindustrien fra 1990 og utover. Lavkostland i Øst-Europa og Asia har overtatt deler av det norske markedet.

Figur 5.7 Utviklingen i leverandørindustri i vannkraftnæringen.

Figur 5.7 Utviklingen i leverandørindustri i vannkraftnæringen.

Kilde: Rainpower

Studien viser at den norskbaserte fornybarnæringen samlet sett sysselsatte 24 000 årsverk og omsatte for i overkant av 22 mrd. kroner i 2013. Denne verdien er ekskludert omsetningen knyttet til salg av kraft og varme. Av den totale nasjonale omsetningen gikk om lag 24 prosent til eksport. Innenfor solenergi og havbasert vindkraft var i hovedsak all omsetning knyttet til eksport.

Den nasjonale omsetningen i leverandørindustrien innen vannkraft var i 2013 om lag 8,1 mrd. kroner, når kraftsalg holdes utenfor. Aktiviteten innen vannkraft er i hovedsak knyttet til etablering av ny småkraft samt opprustning og utvidelse av eksisterende vannkraftverk. Når omsetningen fra kraftselskapene holdes utenfor kommer 70 prosent av den totale omsetningen fra leverandører, 15 prosent fra entreprenører, og 15 prosent fra rådgivere og andre aktører. Av 7000 årsverk innen vannkraft er om lag 1750 tilknyttet leverandørindustrien, jf. figur 5.6.

Selv om landbasert vindkraft er blant de sterkest voksende fornybare sektorene internasjonalt, er markedet i Norge foreløpig begrenset.

Den nasjonale omsetningen innen landbasert vindkraft var i 2013 i overkant av 2 mrd. kroner. Aktiviteten innen landbasert vindkraft er i hovedsak knyttet til prosjektutvikling og tilrettelegging for investering og utbygging av nye vindkraftverk. Antall sysselsatte innen landbasert vindkraft tilsvarte om lag 970 årsverk i 2013. Halvparten av sysselsettingen er knyttet til leverandørindustrien.

Havbasert vindkraft er en relativt ny fornybarteknologi og en næring som har vært økende i Norge de senere årene. Hovedandelen av aktørene i denne sektoren er leverandører. Disse leverer blant annet kabler, transformatorer og HVDC-anlegg. Industrien omfatter også leverandører av fartøy, avansert kranutstyr og annet utstyr til maritime operasjoner (transport og installasjon), skipsbygging og -design, automasjons- og styringssystemer samt andre tjenester som sertifisering og rådgivning/FoU.

Den nasjonale omsetningen innen havbasert vindkraft var i 2013 i underkant av 2,3 mrd. kroner. Havbasert vindkraft er en sektor på størrelse med landbasert vindkraft uten at det er installert noen fullskala havbaserte vindkraftverk i Norge. Det er installert en flytende vindturbin og et fåtalls prosjekter er utviklet uten å komme til bygging. Antall sysselsatte innen havbasert vindkraft tilsvarte om lag 800 årsverk i 2013. Hoveddelen av dette er knyttet til leverandørindustrien.

Norges posisjon innen solcelleindustrien er i stor grad knyttet til et industrielt utgangspunkt innenfor produksjon av silisium og annen metallurgisk industri. Konkurransedyktige kraftpriser, høy kompetanse og automatiserte prosesser legger til rette for kraft- og kapitalintensive bedrifter som produserer blant annet silisium, og Norge har blitt en viktig aktør i denne næringen. Den nasjonale omsetningen innen solenergi var i 2013 0,8 mrd. kroner. Antall sysselsatte innen solenergi tilsvarte 770 årsverk i 2013, i all hovedsak knyttet til leverandørindustrien.

Bioenergi i Norge er i vesentlig grad knyttet til dekking av varmebehov. Den nasjonale omsetningen knyttet til utbygging av bioenergi var i 2013 om lag 1,9 mrd. kroner. Rundt halvparten av denne omsetningen kommer fra leverandørindustrien, mens enterprenørsiden utgjør om lag en tredjedel. Antall sysselsatte innen bioenergi var i overkant av 900 i 2013.

Kraftnett er på lik linje med vannkraft en moden sektor, hvor det har vært aktivitet i over 100 år. Leveransene innen kraftnett omfatter stort sett alle nødvendige komponenter som ledningsmateriell, kabler, transformatorer, omformerstasjoner for likestrømoverføring, koblingsanlegg samt apparat- og kontrollanlegg. Tidligere ble flere av disse komponentene produsert i Norge, men nå produseres mesteparten utenfor Norge. Unntaket er for kontrollsystemer, fordelingstransformatorer, apparater for distribusjon, liner og kabler som det fortsatt er en produksjon av i Norge.

Av omsetningen innen kraftnett på 7 mrd. kroner var om lag 6,5 mrd kroner knyttet til utbygginger. Leverandørenes andel av dette utgjorde den klart største, med en omsetning på 4,3 mrd. kroner. Enterprenørandelen var på 2 mrd. kroner.

Det var 8600 sysselsatte innen segmentet kraftnett i 2013, inkludert 6000 ansatte i 148 nettselskap. I overkant av 1200 er sysselsatt i leverandørindustrien.

I tillegg til de ovennevnte teknologiområdene som har en relativt sett stor andel av sin omsetning knyttet til leverandørindustrien, har det også utviklet seg et næringssegment som leverer tjenester som er nødvendige for drift av kraftmarkedet. Dette inkluderer aktørene som opererer kraftbørsen, og andre rådgivere, meglere og tradere som leverer tjenester til dette segmentet. Den nasjonale omsetningen innen drift av kraftmarkedet var i 2013 i underkant av 1 milliard. Antall sysselsatte tilsvarte om lag 1 200 årsverk i 2013.

5.5 Internasjonalisering av fornybarnæringen

Den norskbaserte fornybarnæringen har hatt aktivitet internasjonalt i mange år. Norge har vært en stormakt innen vannkraftproduksjon siden slutten av 1800-tallet og utviklet en industri som leverte utstyr til utbygging av vannkraftanlegg over hele verden. Deler av denne industrien har forvitret. I dag er det selskapene innen segmentene sol og havbasert vindkraft som i hovedsak har all omsetning utenfor Norge.

I følge Multiconsult utgjorde eksport 5 mrd. kroner eller 24 prosent av omsetningen innen leverandørindustrien i fornybarnæringen. Omsetningen fordeler seg som følger:

  • 0,8 mrd. kroner vannkraft

  • 0,7 mrd. kroner landbasert vindkraft

  • 1,9 mrd. kroner havbasert vindkraft

  • 0,5 mrd. kroner solenergi

  • 1 mrd. kroner kraftnett

Den internasjonale veksten innen fornybar energi er betydelig. Selskapene innen de tradisjonelle sektorene vannkraft og kraftnett synes å være godt posisjonert i internasjonale markeder. Norge har også selskaper med konkurransefortrinn innen maritime operasjoner og material- og prosesskompetanse som gir muligheter innen havbasert vindkraft og solenergi.

Det offentlige bidrar på ulike måter til internasjonalisering av norsk energinæring. Virkemiddelapparatet inkluderer OED, utenriksstasjonene, Innovasjon Norge, GIEK, Eksportkreditt Norge, samt INTPOW (Norwegian Renewable Energy Partners). For å styrke samordningen mellom de berørte departementer innen næringsfremme generelt, har en etablert Team Norway, jf. kap 17.5.

5.6 Norges internasjonale engasjement innen energi

5.6.1 Det internasjonale energibyrået (IEA)

IEA ble opprettet i 1974 og består i dag av 29 medlemsland, herunder Norge. Et hovedformål var å sikre forsyninger av energi til OECD-land i knapphetssituasjoner, blant annet gjennom et obligatorisk krisefordelingssystem og utvikling av alternative energikilder. Dette er fremdeles sentrale arbeidsområder, i tillegg til energirelaterte analyser og datainnsamling, samt dialog og samarbeid med sentrale ikke-medlemsland. IEA er en viktig kilde til å forstå og få innspill til løsninger på energi- og klimarelaterte problemstillinger som krever et globalt perspektiv.

IEAs årlige publikasjoner World Energy Outlook og Energy Technology Perspectives er sentrale referansedokumenter som trekker opp mulige rammer for energiutvikling frem til henholdsvis 2040 og 2050.

Energibruken i OECD-land flater ut, og over halvparten av verdens energibruk foregår nå i land utenfor OECD-området. IEA arbeider aktivt med å videreutvikle samhandlingen med viktige land utenfor medlemskretsen. I 2015 ble det inngått assosieringsavtaler med Kina, Indonesia og Thailand, og i 2016 pågår det diskusjoner om tilsvarende avtaler med India, Brasil, Sør-Afrika og Marokko. Mexico har søkt om medlemskap i IEA. Gjennom en avtale inngått mellom Utenriksdepartementet og IEA i 2015, yter Norge et frivillig bidrag på 5 mill. kroner for å styrke IEAs samarbeid med Kina gjennom blant annet et IEA-Kina senter i Beijing.

5.6.2 Det internasjonale byrået for fornybar energi (IRENA)

Det internasjonale byrået for fornybar energi ble opprettet i 2009 av 75 land, herunder Norge. Per mars 2016 har IRENA 145 medlemsland og 31 søkerland i prosess mot medlemskap. IRENA er åpen for alle land som er medlem av FN. Byrået har hovedsete i Abu Dhabi. Den norske deltagelsen ivaretas av Olje- og energidepartementet og Utenriksdepartementet. IRENAs formål er å fremme økt produksjon og bruk av fornybar energi globalt. Byrået skal ha en ledende global posisjon i å yte rådgivning til medlemslands myndigheter om økt utbygging av fornybar energi og være en viktig plattform for internasjonalt samarbeid.

IRENAs virkeområde omfatter alle fornybare energikilder, uansett størrelse og type. Kompetansebygging og informasjonsdeling står sentralt. IRENA arbeider sammen med myndigheter, næringsliv, forskningsinstitusjoner, samt ulike organisasjoner med interesse av å fremme fornybar energi. Norsk deltagelse bidrar til å overføre norske fornybarerfaringer til IRENA, og har samtidig nytteverdi ved at deltakelsen gir økt kunnskap om internasjonale markeder og teknologiske trender.

Gjennom en avtale inngått mellom Utenriksdepartementet og IRENA i 2014, yter Norge et frivillig bidrag til byråets arbeidsprogram på 30 mill. kroner over tre år.

5.6.3 Energibistand og institusjonssamarbeid

I følge den siste statusrapporten fra FN-initiativet for bærekraftig energi for alle (SE4All), manglet 1,1 mrd. mennesker tilgang til elektrisitet og 2,9 mrd. mennesker brukte ineffektive og forurensende kokeovner i 2012. Stabil tilgang til bedre og mer moderne energitjenester er en forutsetning for og muliggjør økonomisk vekst, sosial utvikling og reduksjon av fattigdom. Samtidig er det viktig at energien i økende grad kommer fra fornybare energikilder som vannkraft, sol, vind og biomasse for å kunne møte de globale klimautfordringene. Gjennom innsatsen for fornybar energi i utviklingspolitikken ønsker Norge å bidra til at fattige land bygger ut mer av sine fornybare energikilder.

Norge har i flere tiår gitt bilateral og multilateral støtte til økt produksjon av, og tilgang til, fornybar energi i utviklingsland. Siden 2008 har dette skjedd gjennom initiativet Ren energi for utvikling, som har rettet seg mot støtte til institusjonsutvikling og kapasitetsbygging, ny fornybar kraftproduksjon, særlig vannkraft, bygging av kraftnettet og landsbygdelektrifisering.

Mye av Norfunds satsing innen ren energi har vært knyttet til vannkraft, særlig gjennom samarbeid med Statkraft i det felleseide selskapet SN Power. I de senere år har Norfund også engasjert seg mer innen solkraft.

NVEs involvering i internasjonalt utviklingssamarbeid går så langt tilbake som 1950-tallet. NVEs internasjonale aktiviteter er basert på kunnskapen fra vannressurs- og energiforvaltning i Norge, og er etterspurt i mange utviklingsland.

På 1980-tallet formaliserte NVE det første samarbeidet med Norad. Siden den gang har aktivitetene økt, og særlig det siste tiåret som følge av økende oppmerksomhet om ren energi i bistanden og koblingen til klimaproblematikken. NVEs hovedaktiviteter er innenfor utvikling av regulatorisk rammeverk, kartlegging og administrasjon av energi- og vannressurser, konsesjonsbehandling og god og effektiv forvaltningspraksis.

I tidligere år var aktiviteten hovedsakelig i Afrika og Asia, men er i de senere år utvidet til også å gjelde Øst-Europa/Balkan, hvor en også har gjort prosjekter knyttet til EØS-ordningen.

6 Europas betydning for den norske energiforsyningen

6.1 Innledning

Utviklingen i Europa påvirker oss mer enn før. Det europeiske og nordiske markedet er nært forbundet gjennom fysiske overføringsforbindelser og sammenknyttede markeder.

Tilknytningen innebærer at utviklingen i europeisk energipolitikk og energimarked har direkte og indirekte virkninger på vår egen kraftforsyning og krafthandel. I tillegg vil politikk på klima- og miljøområdet i Europa ha betydning.

EUs politikk på energiområdet påvirker oss direkte gjennom regelverk som implementeres gjennom EØS-avtalen. I dag omfatter EØS-samarbeidet om lag 70 rettsakter på energiområdet. Tallet blir enda større dersom miljødirektiver med miljøkrav forbundet med energi trekkes inn. Generelt har regelverket for det europeiske indre energimarkedet økt i omfang, detaljeringsgrad og innslag av overnasjonalitet. Dette illustrerer hvordan norsk energisektor i større grad enn før påvirkes av politikk og markedsutvikling utenfor Norge. EUs politikk har virkninger både for bruk og produksjon av energi i de europeiske landene, og for prisene på energi.

EU har utformet sin politikk med utgangspunkt i betydelig import av energi, høye klimagassutslipp fra kraftsektoren og hensynet til energiprisenes betydning for konkurranseevnen til europeisk industri og husholdninger. Alle EU-land er avhengig av å importere energi. Norge eksporterer energi tilsvarende nesten 10 ganger sitt eget energibruk, mens for eksempel Storbritannia og Tyskland importerer henholdsvis i underkant av 50 prosent og over 60 prosent av den totale energibruken, jf. figur 6.1.A. EU har også tradisjonelt vært nettoimportør av energi, særlig olje og gass. Importavhengigheten har økt de siste årene. Denne situasjonen er en viktig del av forklaringen på EU-kommisjonens og mange av EU-landenes fokus på forsyningssikkerhet. Vektleggingen av forsyningssikkerhet økte som en følge av konflikten mellom Russland og Ukraina, og bekymringer rundt stabiliteten i russisk gasseksport til Europa.

Figur 6.1 A) Prosentvis importavhengighet i Europa i 2014, alle energikilder. B) Fornybar elektrisitetsproduksjon, prosentvis andel, fordelt på land. C) Fornybarandel i energibruken, prosentvis andel, fordelt på land.

Figur 6.1 A) Prosentvis importavhengighet i Europa i 2014, alle energikilder. B) Fornybar elektrisitetsproduksjon, prosentvis andel, fordelt på land. C) Fornybarandel i energibruken, prosentvis andel, fordelt på land.

Kilde: Eurostat

6.1.1 Nærmere om energiforsyningen i EU og Norge

Norge er nettoeksportør av energi, og har med sitt vannkraftssystem andre utfordringer når det gjelder klimagassutslipp og forsyningssikkerhet enn mange andre europeiske land. Klimagassutslippene knyttet til stasjonær energiproduksjon og energibruk er svært lave i Norge, jf. figur 6.1. God tilgang på vannkraft har også bidratt til at energikostnadene i Norge er relativt lave.

Figur 6.2 viser sammensetning av det totale sluttforbruket24 av energi i EU og Norge, inkludert transport, i 2014. Andelen elektrisitet i sluttforbruket av energi er mye høyere i Norge enn i EU. EU har en høy andel direkte bruk av naturgass. Figur 6.2 viser også hvordan elektrisitet produseres i EU og Norge. Over halvparten av elektrisitetsproduksjonen i EU er basert på kull og kjernekraft, mens Norge har vannkraft. Kraftproduksjon basert på fornybare kilder i EU er i fremgang, og utgjorde nesten 30 prosent i 2014. Elektrisitet utgjør en betydelig mindre andel av totalforbruket i EU enn i Norge. Figuren viser et gjennomsnitt for alle EU-landene, og det vil være store forskjeller mellom de ulike landene.

Figur 6.2 Energibruk og elektrisitetsproduksjon i EU og Norge i TWh, 2014.

Figur 6.2 Energibruk og elektrisitetsproduksjon i EU og Norge i TWh, 2014.

Kilde: SSB, Eurostat

Energimarkedene i Europa er inne i en periode med store endringer. Oppfølgingen av 2020-målene på klima- og energiområdet har preget utformingen av politiske virkemidler i energisektoren og dermed utviklingen i energimarkedene. Selv om fokuset på en felles energipolitikk i Europa har økt, er det store variasjoner mellom de ulike landene.

På kraftsiden er kjernekraft og kull de viktigste energikildene. I alle land øker fornybar energi, men andelen varierer betydelig mellom de ulike landene. Figur 6.3 viser hvordan målet om 20 prosent fornybarandel i 2020 er fordelt mellom de ulike medlemslandene.

Figur 6.3 Fornybarandeler for EU-28 i 2005 og 2014, samt målene for 2020.

Figur 6.3 Fornybarandeler for EU-28 i 2005 og 2014, samt målene for 2020.

Kilde: Eurostat

Politikken for å bidra til et mer klima- og miljøvennlig energisystem har i en del land medført høyere kostnader for forbrukere, som ofte finansierer støtten til økt fornybar energiproduksjon. Samtidig ser vi lave produsentpriser for elektrisitet som følge av innfasing av mer fornybar energi. Et resultat av denne utviklingen er at forskjellen mellom den prisen forbrukeren betaler, og den prisen kraftprodusenten mottar, har økt.

Økt produksjon av uregulerbar fornybar elektrisitet, basert på vind og sol, skaper nye utfordringer for driften av kraftsystemet og stabiliteten i leveransene. Flere land vurderer derfor en inngripen i markedet for å korrigere for manglende fleksibel kapasitet og har innført, eller vurderer å innføre, såkalte kapasitetsmekanismer, jf. boks 8.6. Innføring av nasjonale ordninger for å sikre tilstrekkelig kapasitet kan potensielt skape utfordringer for markedsintegrasjon for kraft, som er en viktig del av energisamarbeidet. I EU er det fremdeles mye usikkerhet knyttet til politikkutformingen og virkningene i markedet, jf. kap. 8.

6.2 Utviklingen av en energipolitikk i EU

6.2.1 Romatraktaten og nasjonal energipolitikk i Europa

Energipolitikk har lenge vært et element i europeisk samarbeid. Samarbeidet har imidlertid skiftet både i karakter og omfang i årenes løp.25

I 1957 ble Traktaten om det europeiske økonomiske fellesskap (Romatraktaten) undertegnet. Målet med Romatraktaten var å skape et europeisk marked uten handelshindringer mellom medlemslandene (EF), med fri flyt av varer, tjenester, kapital og personer, samt et samarbeid på enkelte andre områder, som miljø. Energi var ikke en del av denne traktaten. Et ønske om samarbeid om utviklingen av kjernekraft i Europa, førte imidlertid til at Avtalen om et europeisk atomenergifellesskap (EURATOM) ble undertegnet samtidig.

I den første fasen av EF-samarbeidet hadde EF ingen felles energipolitikk eller generell energiregulering. Ulike energipolitiske spørsmål gjorde seg etter hvert gjeldende, eksempelvis oljekrisen i 1973. Dette forsterket ønsket om en felles europeisk energipolitikk, samt felles regulering av energispørsmål. Et rettslig grunnlag for overnasjonal energipolitikk og energiregulering fantes imidlertid ikke i traktaten. Regelverk på energiområdet ble hjemlet i reglene for det indre markedet.

Europeisk energipolitikk var i de første tiårene av samarbeidet regulert gjennom enkelte spredte rettsakter. Det dreide seg om begrensede krav blant annet til beredskap, transitt av elektrisitet og gass over landegrensene, innrapportering av enkelte energirelaterte opplysninger, og energieffektivisering ved produksjon av enkelte varer.

Enhetsakten fra 1986 fikk utslag i form av nye initiativer på energiområdet. I 1988 la Kommisjonen frem en melding om det indre energimarked. Her kom det frem at det eksisterte mange hindre for frihandel med energi mellom medlemslandene. Energimarkedet i Europa var lite homogent, og bestod av nasjonale energimarkeder.

Boks 6.1 Øvrig hjemmelsgrunnlag for energiregelverk

De tidligere hjemlene i traktatgrunnlaget som ble benyttet på energiområdet, er også videreført under egne, nye bestemmelser i TEUV. For forsyningssikkerhet, var tidligere eneste alternativ Romatraktaten artikkel 100. Den er nå erstattet av artikkel 122, som nå også er endret til å omfatte en plikt til solidaritet, og til å gjelde på energiområdet spesielt. Denne bestemmelsen hører inn under traktatens del om økonomisk og monetær politikk, og gjelder kun ved alvorlige vansker for forsyningen av bestemte varer. For å benytte bestemmelsen var det et krav om enstemmighet i Rådet, og den ga kun adgang til å vedta «tiltak».

Hjemmelen for vedtagelse av regelverk om det indre marked i den tidligere Romatraktaten artikkel 95 har i stor grad blitt benyttet til å vedta energiregelverk, blant annet energimarkedspakkene, økodesigndirektivene, det første energimerkedirektivet, samt en begrenset del av fornybardirektivet. Romatraktaten artikkel 95 er nå er erstattet av TEUV artikkel 114.

Regelverk om energieffektivisering har tidligere blitt gitt med hjemmel i bestemmelsen i traktatgrunnlaget om miljø; tidligere artikkel 175 i Romatraktaten. Dette gjelder blant annet det første bygningsenergidirektivet, energitjenestedirektivet, kraftvarmedirektivet (CHP-direktivet) og deler av fornybardirektivet. Denne bestemmelsen er nå erstattet av TEUV artikkel 192.

Energiinfrastruktur ble tidligere regulert med utgangspunkt i hjemmelen i Romatraktaten artikkel 155, som nå er erstattet av TEUV artikkel 172. Disse bestemmelsene gjelder i utgangspunktet retningslinjer for infrastruktur.

Den nye TEUV artikkel 194 omfatter områdene som falt inn under de tidligere hjemmelsgrunnlagene nevnt over. Bestemmelsen benyttes nå som hjemmelsgrunnlag for de fleste rettsakter som vedtas på energiområdet. TEUV artikkel 194 dekker på enkelte områder et bredere felt enn de tidligere hjemlene. Dette er særlig tilfellet for forsyningssikkerhet.

Energipolitikk utover det indre energimarkedet

Traktaten om den europeiske union (Maastricht-traktaten) ble undertegnet i 1992, og markerte starten på det som nå ble kalt Den europeiske union. Ved denne traktatendringen utvidet man for alvor samarbeidet fra hovedsakelig å omfatte det indre marked til også å omfatte et politisk samarbeid på andre områder, som målet om en monetær union, bærekraft, konkurranseevne, sysselsetting, sosial sikkerhet og solidaritet mellom medlemslandene.

Under forhandlingene om Maastricht-traktaten ble det foreslått å inkludere et eget kapittel om energi i traktaten, men forslaget fikk ikke tilslutning. Det ble likevel gjort en justering av den opprinnelige traktaten, der det slås fast at medlemslandene også skal samarbeide om energi.

Energi kom dernest opp som tema under diskusjonen av den såkalte EU-grunnloven. I 2004 vedtok Rådet Treaty Establishing a Constitution for Europe. Dette var det første utkastet til traktatgrunnlag for EU som inneholdt en hjemmelsbestemmelse for energi; artikkel III-256 energi. EUs grunnlov ble forkastet etter folkeavstemninger i Nederland og Frankrike. Arbeidet med traktatrevisjonen ble likevel videreført.

Lisboatraktaten – en helhetlig energipolitikk for EU

Utover 2000-tallet fant det sted en utvikling som førte energi høyere opp på EUs agenda. Under det britiske formannskapet i 2005, tok britene til orde for et tettere EU-samarbeid på energiområdet. Utviklingen ble forsterket av gasskonfliktene mellom Ukraina og Russland i 2006 og 2009.26

I 2007 la Kommisjonen frem meldingen An energy policy for Europe. Her omtales de energipolitiske utfordringene i form av EUs sårbarhet ved sterk importavhengighet av petroleum, høye klimagassutslipp, og svak konkurranseevne på grunn av høye energipriser. Meldingen skisserer tre klima- og energimål for EU frem mot 2020: 20 prosent fornybarandel, 20 prosent energieffektiviseiring og 20 prosent reduksjon i klimagassutslipp innen 2020. Se nærmere omtale under 6.3.

Omtrent på samme tid resulterte arbeidet med traktatrevisjonen i nye utkast til traktatgrunnlag for EU: Traktat om den europeiske union (TEU), og Traktat om den europeiske unions virkemåte (TEUV). Disse ble undertegnet i 2007, og trådte i kraft 1. desember 2009.

Lisboatraktaten ga EU en sterkere rolle på energiområdet. For første gang fikk man en egen artikkel for energi i traktaten, TEUV art. 194. Traktaten slo fast at medlemslandene hadde delt kompetanse med EUs myndigheter på energiområdet. Samtidig slås det fast at medlemsstatene har full kontroll over betingelsene for egen ressursforvaltning og sin egen energimiks.

Boks 6.2 EØS-avtalen og norsk energipolitikk

EØS-avtalen ble til parallelt med energiloven.1 I forarbeidene til energiloven, Ot.prp. nr. 43 (1989–90), blir EØS-avtalen eller EF ikke nevnt. Kun dansk og svensk energilovgivning omtales.

Om lag ett år etter vedtagelsen av energiloven, ble Statkraft omorganisert til et statsforetak og Statnett ble opprettet. Rammene for Nordpool ble samtidig trukket opp. I St.prp. nr. 100 (1990–91) om omorganiseringen av Statkraft, blir de parallelt pågående forhandlingene om EØS-avtalen ikke nevnt. Liberalisering av energimarkedet var et mål i norsk energipolitikk.

Den markedsorienterte kraftomsetningen som følger av energiloven var i 1990 ikke noe nytt i norsk energipolitikk. Den kortsiktige utvekslingen av kraft hadde frem til da vært organisert som et marked gjennom Samkjøringen i snart 20 år. Arbeidet for et bedre fungerende kraftmarked innebar ikke endringer i de nasjonalpolitiske målene for kraftforsyningen. Den nye energiloven la til rette for at organiseringen innen energiforsyningen skulle bidra til en samfunnsøkonomisk riktig produksjon og bruk av energi. Internasjonal omsetning av elektrisitet mellom Norge og utlandet var frem til 1990 ikke en sentral del av norsk energipolitikk, og var først og fremst motivert av hensynet til norsk forsyningssikkerhet.

På 90-tallet var energimarkedet i Europa fortsatt først og fremst nasjonalt avgrenset. I Norge så man for seg at en økende internasjonalisering av elektrisitetsomsetningen kunne komme i løpet av 1990-årene.2 Norges fortrinn i det fremtidige internasjonale elektrisitetsmarkedet ville blant annet gi muligheten for en samkjøring av det norske vannkraftsystemet med varmekraftsystemer i Norden og på kontinentet.

I St.prp. nr. 100 (1991–92) til Stortinget om samtykke til ratifikasjon av EØS-avtalen, blir et tilsvarende bilde tegnet av europeisk og norsk energipolitikk. Det vises til at EF ikke har noen felles energipolitikk, men at det pågår en utvikling i retning av å integrere energisektoren i det indre marked.»3

Kort tid etter inngåelsen av EØS-avtalen, ble den første av mange senere endringer av energiloven fremmet for Stortinget, som følge av EØS-avtalen.4 Både i proposisjonen, og i komitéinnstillingen var man opptatt av at norsk energipolitikk ikke endres av EØS-avtalen5.

1 NOU 2012: 2 Utenfor og innenfor. Norges avtaler med EU, pkt. 4.3, s. 53–54.

2 Andersen, Per Conradi og Per Håkon Høisveen: «Energiloven med forskrifter og kommentarer», 2. utgave (1995), s. 201.

3 St.prp. nr. 100 (1991–92) Om samtykke til ratifikasjon av Avtale om Det europeiske økonomiske samarbeidsområde (EØS), pkt. 1.3.9.

4 Ot.prp. nr. 82 (1991–92) Om endringer i energilovgivningen som følge av en EØS-avtale.

5 Innst. O. nr. 17 (1992–1993) Innstilling fra energi- og industrikomitéen om endringer i energilovgivningen som følge av EØS-avtalen, Komitéens merknader, s. 7.

6.2.2 EUs energipolitikk og EØS-avtalen

EUs energipolitikk, som i utgangspunktet hovedsakelig var konkurransepolitikk anvendt på energiområdet, har over tid blitt relativt omfattende og helhetlig. Energipolitikken har i stadig større grad blitt et europeisk anliggende.

Med dette har man i EU beveget seg bort fra utgangspunktet om at rammeverket for å nå de energipolitiske målene fulgte av traktatens regelverk om de fire friheter og konkurranseregelverket. Med Lisboatraktaten har EU beveget seg lenger enn bare å anse energi som en del av markedet, som er utgangspunktet for EØS-avtalen. EØS-avtalen nevner energi kun i artikkel 24, under EØS-avtalens del om det frie varebytte.

Da EØS-avtalen ble fremforhandlet, var det i EF vedtatt 9 forordninger og direktiver som omhandlet energi, og som ble tatt inn i EØS-avtalen.27 For flere av rettsaktene ble dette begrunnet med at de bidro til et integrert energimarked. Under forhandlingene ønsket EF-siden at EFs beredskapssystem av prinsipielle grunner burde legges til grunn for EØS. EFTAs standpunkt var at EFs beredskapsdirektiver ikke var relevante for en EØS-avtale. Resultatet ble at EF frafalt sitt krav. EFs seks beredskapsdirektiver for å møte en oljekrise i fredstid ble derfor ikke en del av EØS-avtalen.

Antallet EØS-relevante energirettsakter har økt i omfang. I dag omfatter EØS-avtalen om lag 70 rettsakter på energiområdet. De fleste av de opprinnelige rettsaktene er erstattet av nye. Generelt har EUs energipolitikk med årene gitt seg utslag i regelverk som har økt i omfang, detaljeringsgrad, og innslag av overnasjonalitet. I tillegg er det en rekke rettsakter som er under vurdering for innlemmelse, og det er ytterligere flere under revisjon og utarbeidelse som ledd i målsetningene under energiunionen.

Ovennevnte illustrerer EØS-avtalens dynamiske karakter. Nye relevante EU-rettsakter innlemmes i EØS-avtalen for å ivareta dens grunnleggende prinsipp om enhetlig regelverk, likeverdige konkurransevilkår og forutsigbarhet for foretak og borgere i hele EØS-området (jf. Meld. St. 5 (2012–2013) om EØS-avtalen og Norges øvrige avtaler med EU).

6.3 Felles europeiske mål i energi- og klimapolitikken

Med utgangspunkt i overordnede sikkerhetspolitiske hensyn, sto også energiforsyningsspørsmål sentralt i begynnelsen av den europeiske integrasjonsprosessen. Den opprinnelige fellesskapstraktaten inneholdt imidlertid ingen bestemmelser som berørte energisektoren direkte.

Det siste tiåret har energipolitikk spilt en stadig større rolle i EU, og er ikke lenger ansett å være hovedsakelig et nasjonalt anliggende. Det er særlig spørsmålet om sikker tilgang på energi som har stått høyt på agendaen. Samtidig har klimapolitikk gradvis vokst frem og blitt en viktig del av EU-samarbeidet. Stadig mer av EUs energi, miljø- og klimapolitikk utformes som sektorovergripende rammeverk eller pakker med regelverk. Dette påvirker norsk politikk og virkemiddelbruk.

6.3.1 2020-målene for energi- og klimapolitikken

EU vedtok i 2009 en samlet pakke med mål og virkemidler for klima- og energipolitikk. Denne pakken var et viktig politisk vedtak og begynnelsen på en tilnærming hvor flere hensyn og politikkområder ses i sammenheng med energisektoren. Hovedutfordringen blir beskrevet ved at Europa trenger bærekraftig og sikker tilgang på energi til konkurransedyktige priser. Målet med virkemiddelpakken er å redusere klimagassutslippene, begrense energibruken og å fremme fornybar energi. Den beskriver også en ny overordnet og langsiktig energipolitikk for EU.

Tre hovedhensyn ble trukket frem: Bærekraft, forsyningssikkerhet og konkurranseevne. EU beskriver og problematiserer en økende grad av gjensidig avhengighet mellom medlemslandene på energiområdet, og at energipolitikken i et land vil påvirke landene rundt. Pakken inneholder mål om 20 prosent reduksjon av de totale klimagassutslippene i EU innen 2020 sammenliknet med 1990. I 2020 skal 20 prosent av energibruken i EU være basert på fornybar energi, hvorav 10 prosent av sluttforbruk av energi i transportsektoren skal være fra fornybare kilder, og det skal oppnås 20 prosent energieffektivisering.

Det var særlig oppmerksomhet knyttet til å redusere importen av energi. Økt andel av fornybar energi som erstatning for energi fra fossile kilder, vil både føre til lavere utslipp og redusert import. Energieffektivisering var på samme måte ansett å begrense etterspørselen etter energi, noe som også vil påvirke importen av energi.

For å oppnå 2020- målene, ble et omfattende regelverk vedtatt:

  • Fornybardirektivet (2009/28/EF)

  • Det reviderte kvotedirektivet (2009/29/EF)

  • Endring av drivstoffkvalitetsdirektivet(2009/30/EF)

  • Europaparlamentets- og Rådets direktiv (2009/31/EF) om geologisk lagring av karbondioksid (CCS-direktivet)

  • Revidert økodesigndirektiv (2009/125/EF)

  • Parlaments- og rådsbeslutning om byrdefordelingen mellom landene ved gjennomføring av EUs utslippsforpliktelse under Kyotoprotokollen (406/2009/EF)

  • Forordning om overvåking av CO2-utslipp fra nye personbiler (443/2009/EF).

  • Revidert energimerkedirektiv (2010/30/EU)

  • Revidert bygningsenergidirektiv (2010/31/EU)

  • Europaparlaments- og rådsdirektiv (2012/27/EU) om energieffektivisering

Til tross for et omfattende felles regelverk, er det likevel store forskjeller i landenes politikk både på energi- og klimaområdet. Det er et stort handlingsrom for medlemslandene til å føre en egen energipolitikk og klimapolitikk. Det kvantitative målet på fornybar energi vil likevel legge sterke føringer. Målet for energieffektivisering er indikativt og ikke formelt bindende for medlemslandene.

6.3.2 2030 målene for energi- og klimapolitikken

Det europeiske råd vedtok i oktober 2014 et rammeverk for energi- og klimapolitikk som skal gjelde for perioden 2020–2030. Rammeverkets hovedinnhold er mål for reduksjoner i klimagassutslipp, mål for fornybar energi og energieffektivisering, og er i så måte en oppfølging og videreføring av målene for 2020.

For klimagassutslipp ble det vedtatt et bindende mål om minst 40 prosent reduksjon i klimagassutslippene sammenliknet med 1990-nivå. Klimamålet skal nås ved at utslippene i kvotepliktig og ikke-kvotepliktig sektor reduseres med henholdsvis 43 prosent og 30 prosent sammenliknet med 2005-nivå. Når det gjelder ikke-kvotepliktig sektor, vil det bli fastsatt mål for hvert enkelt land som vil variere mellom 0 og minus 40 prosent.

For fornybar energi er målet en andel på minst 27 prosent i 2030. Målet på 27 prosent energieffektivisering er indikativt. Energimålene skal gjelde på EU-nivå og ikke fordeles på hvert enkelt medlemsland. Et nytt element som ble introdusert er at måloppnåelsen skal følges med et nytt styringssystem. Det forventes at kommisjonen kommer med et forslag til utforming av elementene i et slikt styringssystem mot slutten av 2016. Det ble også fastsatt en ambisjon om 15 prosent overføringskapasitet for elektrisitet mellom land i 2030, målt i forhold til installert produksjonskapasitet.

Det Europeiske Råd la vekt på at en felles europeisk energi- og klimapolitikk må sikre rimelige energipriser, konkurranseevne for industrien, forsyningssikkerhet og oppnåelse av klima- og energimålene. Det fremheves at 2030-målene må nås på en kostnadseffektiv måte, og at kvotehandelssystemet spiller en sentral rolle. Målene skal nås, samtidig som medlemslandene sikres fleksibilitet med hensyn til hvordan de oppnår sine forpliktelser, og det kan tas hensyn til nasjonale forhold. Medlemslandenes rett til å velge egen energimiks skal respekteres.

Det legges vekt på å ferdigstille det indre energimarkedet og å utvikle mellomlandsforbindelser, slik at ingen medlemsland skal være isolerte fra europeiske gass- og elektrisitetsnettverk. Effektiv og konsistent iverksettelse av tredje energimarkedspakke fremheves.

Det Europeiske Råd omtaler også EUs gassimport. EU importerer om lag 2/3 av sitt gassforbruk, men importandelen varierer mye mellom medlemslandene. Flere av landene i Øst-Europa og Baltikum importerer alt sitt gassforbruk fra Russland. EUs samlede importandel fra land utenfor EU/EØS er imidlertid mindre enn 50 prosent.

I løpet av 2016 er det ventet at det kommer en omfattende gjennomgang av lovgivningen knyttet til 2020- og 2030-målsetningene. Forslag til revidert kvotedirektiv ble lagt frem i 2015. Det er varslet en gjennomgang av direktivet for energieffektivisering og bygningsenergidirektivet, og nye direktivforslag på fornybar energi og markedsdesign, samt strømlinjeforming av rapporteringforpliktelsene knyttet til de ulike regelverkene. Det vil også legges frem et revidert forslag til innsatsfordelingsbeslutning som omfatter ikke-kvotepliktig sektor.

Nærmere om EUs klimamål og -politikk

Utslippene i EU har avtatt betydelig siden 1990, som en følge av strammere klimapolitikk, energieffektivisering, redusert forbruk av kull i energiproduksjon og andre utslippsreduserende tiltak. Økonomisk omstilling, nedlegging av utslippsintensiv industri i Øst-Europa og svak økonomisk vekst har også vært viktig. Utslippstall for 2014 viser at EU samlet vil nå utslippsmålet for 2020, da utslippene i 2014 var 23 prosent lavere enn i 1990. En videreføring av dagens virkemiddelbruk vil føre til at EU samlet antas å redusere sine klimagassutslipp med 24–25 prosent i 2020. Ifølge Kommisjonens beregninger, vil utslippene i EU reduseres med 32 prosent i 2030 sammenlignet med 1990, med en videreføring av dagens klimapolitikk.

EUs mål for 2030 om minst 40 prosent utslippsreduksjon skal oppfylles innenfor EU uten bruk av internasjonale mekanismer. Målet legger til grunn en utslippsbane frem mot 2050 som er i tråd med EUs langsiktige mål om en utslippsreduksjon på 80–95 prosent innen 2050. Det vil bli fastsatt bindende mål for medlemslandene for ikke-kvotepliktig sektor på grunnlag av BNP per capita, samtidig vil det også tas hensyn til kostnadseffektivitet. Det legges opp til at landene kan benytte fleksible mekanismer i oppfyllelsen av målet for utslippsreduksjoner i ikke-kvotepliktig sektor, men detaljene er ennå ikke klare. Det er ventet at forslag fra kommisjonen til revidert regelverk for innsatsfordelingsbeslutningen vil legges frem til sommeren 2016.

EU-kommisjonen la i midten av juli 2015 frem forslag til revidert kvotedirektiv for perioden 2021–2030. Det europeiske råd har konkludert med at kvotesystemet fortsatt vil være det viktigste klimapolitiske virkemidlet i EU for å innfri det overordnede klimamålet. Rådet har videre besluttet at den årlige nedtrappingen av den samlede kvotemengden skal øke ved at reduksjonsfaktoren øker fra 1,74 prosent til 2,2 prosent med virkning fra 2021. Differansen mellom 1,74 prosent og 2,2 prosent utgjør 556 millioner tonn over perioden 2021–2030. Nedtrappingen bidrar til at kvotemengden for 2030 vil være 43 prosent lavere enn 2005-utslippene fra de kvotepliktige virksomhetene. Utslippsreduksjonene i kvotepliktig sektor vil ikke regnskapsføres for hvert land. Det legges til grunn at bedriftene i kvotepliktig sektor sammen bidrar til utslippsreduksjonene uavhengig av i hvilket land det skjer.

Parisavtalen

12. desember 2015 ble Parisavtalen vedtatt. Klimaavtalen er den første rettslig bindende klimaavtale der alle land har plikter og rettigheter som det skal rapporteres på. Avtalen vil bidra til økt innsats for utslippsreduksjoner, og forsterke arbeidet med klimatilpasning. Den gir en klar retning for fremtidig klimaarbeid og inneholder bestemmelser som gjør at innsatsen vil styrkes over tid.

Gjennom Stortingets behandling av Meld. St. 13 (2014–2015) Ny utslippsforpliktelse for 2030 – en felles løsning med EU har Norge påtatt seg en betinget forpliktelse om minst 40 prosent utslippsreduksjon i 2030 sammenlignet med 1990. Meldingen orienterer videre om at Norge vil gå i dialog med EU om å inngå en avtale om felles oppfyllelse av klimaforpliktelsen for 2030 sammen med EU. Med en felles oppfyllelse vil Norge delta i gjennomføring av det samlete utslippsmålet på minst 40 prosent reduksjon. Dette vil gjennomføres med utgangspunkt i den fordelingen av innsats mellom kvotepliktig og ikke-kvotepliktig sektor som EU vedtar. EU legger opp til at alle utslippsreduksjoner skal skje innenfor unionen.

Utslippsreduksjoner i kvotepliktig sektor vil ikke fordeles på land. For ikke-kvotepliktig sektor vil det fastsettes nasjonale mål. EU skal vedta utforming av fleksible mekanismer for gjennomføring av tiltak i ikke-kvotepliktig sektor. Med en felles oppfyllelse med EU forutsettes det at Norge får samme tilgang til fleksibilitet i gjennomføringen som EUs medlemsland.

Det er en forutsetning at Norge ikke uten videre vil bli bundet av mål og regelverk på klima- og energiområdet utover det som følger av EØS-avtalen og avtalen om felles oppfyllelse med EU. Ettersom Norge allerede er fullt inkludert i EUs kvotesystem gjennom EØS-avtalen, er det særlig spørsmål knyttet til utslippsreduksjoner i ikke-kvotepliktig sektor og adgangen til fleksibel gjennomføring som må løses.

6.3.3 Energiunionen

Ny Europakommisjon tiltrådte høsten 2014, og et av grepene kommisjonen gjorde var å opprette en egen visepresident med ansvaret for å utvikle EUs Energiunion. Dette skal skje i tett samarbeid med andre kommissærer, og spesielt kommisær for klima- og energispørsmål. Energiunionen anses som en av de viktigste sakene for Kommisjonen denne femårsperioden.

Kommisjonen la frem en melding om EUs energiunion i februar 2015. Et hovedbudskap i meldingen er at Europa trenger en helhetlig energipolitikk, med et velfungerende indre energimarked som det sentrale virkemiddelet. Energiunionen skal understøtte de overordnede målene med energipolitikken, som er rimelig, sikker og bærekraftig energi, og bygger på det vedtatte klima- og energirammeverket mot 2030.

Arbeidet med EUs energiunion skal baseres på fem dimensjoner: Forsyningssikkerhet, fullføring av det indre energimarkedet, moderasjon av energietterspørselen, reduksjon av klimagassutslipp, samt forskning og innovasjon.

Forsyningssikkerhet er et svært sentralt tema i EU, og har fått ytterligere oppmerksomhet etter konflikten mellom Russland og Ukraina. I EU fremholdes det at et av de viktigste virkemidlene for å bedre forsyningssikkerheten i EU er bedre infrastruktur og en diversifisering av energikildene. Kommisjonen ønsker derfor å ta initiativ for å få på plass kritisk infrastruktur. Det utvikles kriseplaner for både gass og elektrisitet, og det tas til orde for mer samarbeid på tvers av landegrensene. Kommisjonen skal videre vurdere betydningen av LNG og gasslager. Kommisjonen ønsker å styrke EUs rolle i de globale energimarkedene. EU vil styrke samarbeidet med land utenfor EU. Her er Norge spesielt nevnt.

Den andre dimensjonen i energiunionen, er fullføring av det indre energimarkedet. Her snakkes det om mer infrastruktur (hardware) og videreutvikling av regelverket (software). Kommisjonen ønsker å styrke det nye byrået for samarbeid mellom energiregulatorer, ACER, som fremheves som en premissleverandør for et effektivt regulatorisk rammeverk. Kommisjonen trekker også frem behovet for å ferdigstille arbeidet med nettverkskoder (tekniske forskrifter som bl.a. skal sikre at energi kan flyte fritt over landegrenser). Kommisjonen vil videre foreslå en reform av elektrisitetsmarkedet med særlig vekt på sluttbrukermarkedet. Forbrukernes rolle fremheves. Det er et mål at forbrukerne i større grad selv kan velge leverandør av elektrisitet.

Begrensning av energietterspørselen omtales som den tredje dimensjonen i energiunionen. Behov for tiltak i bygningssektoren og smart byplanlegging trekkes særlig frem. Kommisjonen ønsker videre å bidra til enklere finansiering av effektiviseringstiltak. Det legges til grunn at det er mange rasjonelle tiltak innenfor energieffektivisering som ikke realiseres på grunn av ulike former for markedssvikt. Kommisjonen legger også stor vekt på å begrense energibruken og klimagassutslipp fra transportsektoren.

Reduksjon av klimagassutslipp og avkarbonisering av økonomien, er den fjerde dimensjonen. Meldingen omtaler EUs utslippsmål mot 2030 og trekker frem et velfungerende kvotesystem som bærebjelken i EUs klimapolitikk. I tillegg til kvotesystemet, trekker EU frem fornybar energi. Støtte til fornybar energi bør være kostnadseffektiv og treffsikker, og det er viktig at det sikres forutsigbare rammebetingelser for investeringer. Kommisjonen vil legge til rette for samarbeid mellom land for å harmonisere nasjonale støtteordninger. De vil videre se på støtteordningene til fornybar energi og relevante deler av statsstøtteregelverket. Når det gjelder transportsektoren fastslås det at EU må investere i avansert biodrivstoffproduksjon som er bærekraftig og som tar hensyn til effekter på miljø, arealbruk og matproduksjon.

Den femte dimensjon er forskning, innovasjon og konkurransekraft. Også her vil Kommisjonen bidra til bedre koordinering av ulike forskningsprogrammer med et mål om å få mer helhetlig EU-tilnærming og at man får mer igjen for de ressursene som investeres i forskning og innovasjon. Kommisjonen vil prioritere fire områder: i) utvikling av en ny generasjon fornybar energi, ii) smart teknologi som gjør forbrukeren til en aktiv aktør i energimarkedet, iii) energieffektivisering og iv) en mer bærekraftig transportsektor.

November 2015 la Kommisjonen frem State of the Energy Union. Dette er en rapport som Kommisjonen forpliktet seg til å fremme i den første meldingen som kom om rammeverket for energiunionen Energy Union Package, 25. februar 2015, (COM (2015) 80 final). Rapporten skal komme årlig, og skal utgjøre en del av styringssystemet for å nå energiunionens målsetninger, herunder 2030-målsetningene.

For 2016 varsler kommisjonen følgende regelverksinitiativ:

  • Elmarkedsregelverket

  • Gassforsyningssikkerhetsforordningen

  • Elforsyningssikkerhetsdirektivet

  • Fornybardirektivet

  • Innsatsfordelingsbeslutningen

  • Energieffektiviseringsdirektivet

  • Bygningsenergidirektivet

  • Regelverk for en bærekraftig transportsektor

  • Regelverk om strømlinjeforming av planer og rapportering

For å sikre at EU når sine klima- og energimål for 2030 har man besluttet å utvikle et styringssystem The Governance System of the Energy Union. Mot slutten av 2016 vil Kommisjonen etter planen legge frem et lovforslag om det nye styringssystemet.

6.4 Nærmere om EUs regelverk for energi-, miljø og klimapolitikk

Nedenfor følger en omtale av de sentrale EU-direktivene på energiområdet som har betydning for Norge. I tillegg omtales kvotedirektivet og vanndirektivet. I tillegg er det andre direktiver på miljøområdet som har betydning for energi- og vannressursområdet.

6.4.1 Direktiver på energieffektiviseringsområdet

EU har innført flere direktiver på energieffektiviseringsområdet, blant annet for å nå målet om 20 prosent energieffektivisering innen 2020. Direktivene kan grupperes i to ulike kategorier: Direktiver med harmoniserte krav og direktiver med minimumskrav.

Direktiver med harmoniserte krav

Innenfor energieffektivisering er det to direktiver med harmoniserte krav:

  • Europaparlaments- og rådsdirektiv 2009/125/EF av 21. oktober 2009 om rammene for fastsettelse av krav til miljøvennlig design av energirelaterte produkter (økodesigndirektivet) og

  • Europaparlaments- og rådsdirektiv 2010/30/EU av 19. mai 2010 om rammene for angivelse av energirelaterte produkters energi- og ressursbruk ved hjelp av merking og standardiserte produktopplysninger (energimerkedirektivet).

Direktivene setter generelle rammer for energimerking og krav til energirelaterte produkter. Energirelaterte produkter omfatter både produkter som bruker energi og produkter som ikke bruker energi, men har innvirkning på energibruk, som for eksempel vinduer. Begge direktivene er innlemmet i EØS-avtalen og gjennomført i norsk rett gjennom økodesignforskriften av 23. februar 2011 nr. 190 og energimerkeforskriften for produkter av 27. mai 2013 nr. 534.

For produkter som omfattes av økodesigndirektivet stilles det krav til miljøvennlig utforming. Dette kan innebære krav til energieffektivitet, utslipp, materialbruk, lydnivå mv. Produkter som ikke når opp til økodesignkravene, kan ikke omsettes i markedet. Produkter som omfattes av energimerkedirektivet skal forsynes med et energimerke som skal hjelpe forbrukeren å velge de mest energieffektive produktene.

Det utvikles løpende spesifikke forordninger for hver produktgruppe. Det er lange prosesser, med omfattende involvering av produsenter, før produktkravene blir satt. Norge er i utgangspunktet forpliktet til å innlemme alle de underliggende produktforordningene. Normalt er dette uproblematisk. NVE deltar i utformingen av de ulike produktforordningene i EU og har et ansvar for oppfølgingen i Norge.

Til nå er det vedtatt økodesign- og energimerkeforordninger for i hovedsak husholdningsprodukter som kjøle- og fryseapparater, oppvask- og vaskemaskiner, tørketromler, stekeovner, belysning og fjernsyn. EU lager 3-årige arbeidsplaner for hvilke produkter som skal vurderes for innlemmelse under de to direktivene. Fremover kommer det i økende grad forordninger for andre produkttyper enn husholdningsprodukter. Eksempelvis er krav til krafttransformatorer og industrivifter allerede vedtatt.

EU-kommisjonen har regnet på forventede energibesparelser som følge av de økodesign- og energimerketiltakene som til nå er gjennomført. I 2020 forventes en årlig besparelse i sluttbruk på 1186 TWh.28 Dette utgjør halvparten av EUs mål om 20 prosent energieffektivisering innen 2020.

Det er usikkerhet knyttet til eksakte anslag på energieffektivisering som følge av kravene i økodesign og energimerking, men det må legges til grunn at effektiviseringen er betydelig. Eksempelvis krever LED-teknologi til belysning bare 10 prosent så mye energi som den tradisjonelle glødelampen for å gi tilsvarende mengde lys.

Det er i enkelte forordninger blitt tatt i bruk en beregningsfaktor som skal ta hensyn til at det kan være et betydelig energitap ved strømproduksjon basert på gass og kull. Det har ledet til at oppvarming basert på direkte bruk av gass nå får svakere krav enn oppvarming basert på elektrisitet. I økodesignforordningene for kombikjeler (tappevann og romoppvarming) og varmtvannsberedere er det satt så strenge krav at store konvensjonelle elektriske kombikjeler fra 2017 og varmtvannsberedere fra 2018 i praksis blir forbudt. I Norge gir dette lite mening fordi kraftproduksjonen er fornybar og energitapet er beskjedent. Departementet søker å påvirke EU slik at regelverket vil åpne for at produktene fortsatt skal kunne være tilgjengelige på markedet. Kommisjonen har igangsatt en studie som grunnlag for å vurdere en revisjon av de to aktuelle forordningene. Departementet arbeider for at revisjonen skal gi endringer i regelverket som åpner for at store elektriske kombikjeler og varmtvannsberedere fortsatt skal være tilgjengelige på markedet.

Direktiver med minimumskrav

Direktiver med minimumskrav på energieffektiviseringsområdet er mer knyttet opp mot harmonisering av retning og rammeverk i energieffektiviseringspolitikken, heller enn like krav på tvers av landegrensene. Europaparlaments- og rådsdirektiv 2012/27/EU av 25. oktober 2012 om energieffektivisering (energieffektiviseringsdirektivet) og Europaparlaments- og rådsdirektiv 2010/31/EU av 19. mai 2010 om bygningers energiytelse (revidert bygningsenergidirektiv), faller inn under denne kategorien.

Energieffektiviseringsdirektivet erstatter energitjenestedirektivet og CHP-direktivet om kogenerering av kraft og varme. Formålet med energieffektiviseringsdirektivet er å skape et felles rammeverk for tiltak for å nå EUs mål om 20 prosent energieffektivisering i 2020. Direktivet legger opp til fjerning av markedsbarrierer som forhindrer energieffektivisering på tilbudssiden og sluttbrukersiden. Det skal settes indikative nasjonale energieffektiviseringsmål for 2020. Regjeringen vurderer at direktivet er i grenseområdet for hva som må innlemmes i EØS-avtalen. Regjeringen har besluttet at direktivet skal innlemmes i EØS-avtalen med nødvendige tilpasninger, og arbeidet med dette pågår nå i EØS-EFTA-landene.

EU har et bygningsenergidirektiv fra 2002 som ble erstattet av et revidert bygningsenergidirektiv i 2010. Formålet med de to bygningsdirektivene er å fremme energieffektivitet i bygninger. Bygninger beskrives som sentrale i EUs energieffektiviseringspolitikk, da nær 40 prosent av energibruken og 36 prosent av klimagassutslippene i EU kommer fra bygninger. Å forbedre energiytelsen i bygninger beskrives derfor som sentralt, både for å nå EUs 2020-mål, og for å oppnå mer langsiktige siktemål på klima og energi.

Direktivet fra 2002 er tatt inn i EØS-avtalen og implementert i norsk rett. Direktivet definerer et felles rammeverk for beregning av bygningers energibruk, og krever at det fastsettes nasjonale energikrav for nye og renoverte bygg. De faktiske energikravene fastsettes av landene selv. Direktivet har bestemmelser om energimerking av alle bygninger, og energivurdering av større klima- og fyringsanlegg. De spesifikke ordningene under direktivet utformes av de enkelte landene.

Regjeringen har vurdert at det reviderte direktivet fra 2010 er i grenseområdet for hva som må innlemmes i EØS-avtalen. I dette direktivet defineres det en beregningsmetode som skal brukes ved etablering av energikrav. Det er satt krav om nesten nullenergibygg i 2020, men definisjonen av slike bygg er relativt åpen. Regjeringen har besluttet at direktivet skal innlemmes i EØS-avtalen med nødvendige tilpasninger, og arbeidet med dette pågår nå i EØS-EFTA-landene.

Bygningsenergidirektivene stiller krav til energimerking av bygninger og energivurdering av tekniske anlegg. Slike ordninger ble gjennomført i Norge i 2009. Fra 1. juli 2010 ble det obligatorisk i Norge med energimerking av bygninger ved salg, utleie og oppføring. Yrkesbygninger over 1000 m2 skal til enhver tid ha en energiattest som er synlig for bygningens brukere. Ordningen skal bidra til mer kunnskap og oppmerksomhet om energibruk i bygg.

6.4.2 Fornybardirektivet

Fornybardirektivet (2009/28/EF) har som formål å fremme produksjon og bruk av fornybare energikilder i Europa. Målet er å oppnå at 20 prosent av europeisk energibruk kommer fra fornybare kilder innen 2020. Det settes fokus på tre hovedområder for fornybar energi; elektrisitet, oppvarming/avkjøling og transport. I transportsektoren skal hvert land oppnå en fornybarandel på 10 prosent. Direktivet er en utvidelse av en tidligere versjon fra 2001 som kun omfattet elektrisitet. Direktivet ble innlemmet i EØS-avtalen i 2011.

Fornybardirektivet definerer nasjonale kvantitative mål for andel fornybar energi som hvert land skal nå innen 2020. Målene er fordelt slik at de til sammen skal oppfylle EU-målet om 20 prosent i 2020. Fordi landene har svært ulike utgangspunkt har de også svært ulike mål. Norge og Island har de høyeste fornybarandelene i Europa. Det norske målet er på 67,5 prosent.

Boks 6.3 Fornybarandel i henhold til EUs fornybardirektiv

Fornybarandelen i norsk energibruk

Fornybarandelen som bestemt i fornybardirektivet har som formål å beregne hvor stor andel av den samlede energibruken som dekkes av fornybare energikilder på en slik måte at denne andelen kan sammenlignes mellom land. I forbindelse med EUs fornybardirektiv utarbeides det i tillegg til en total fornybarandel også tre underkategorier på elektrisitet, varme og kjøling samt transport.

Den totale fornybarandelen

Den totale fornybarandelen er definert som et lands fornybare energiproduksjon delt på landets totale sluttbruk av energi. Denne definisjonen inkluderer alt av fornybar elektrisitet, fjernvarme og varmepumper på produksjonssiden, mens forbrukssiden inkluderer innenlandsk sluttbruk av energi og tilført fornybar energi fra varmepumper, overføringstap av elektrisitet og fjernvarme samt forbruk av strøm og fjernvarme i elektrisitets- og varmesektoren. Dette betyr at elektrisiteten som for eksempel blir brukt i pumpekraftverk blir medregnet, mens energien som blir brukt på petroleumsvirksomheten blir holdt utenfor.

Norge har påtatt seg å øke fornybarandelen i energibruken sitt til 67,5 prosent innen 2020. Norges fornybarandel har vokst fra 59,8 prosent i 2005 til 69,2 prosent i 2014. Norge har sammen med Island de høyeste fornybarandelene i Europa.

Fornybarandelen i elektrisitetsproduksjon

Den norske fornybarandelen i elektrisitetsforbruk var i 2014 hele 109,6 prosent. Dette kommer av at andelen regnes ut ved å dele fornybar elektrisitetsproduksjon på total elektrisitetsforbruk. I og med at Norge i de fleste år er nettoeksportør av elektrisitet, og 98 prosent av produksjonen vår er fornybar, fører dette til at vi får over 100 prosent fornybar elektrisitetsandel.

Fornybarandelen i varme og kjøling

I 2014 var fornybarandelen innenfor varme- og kjølesektoren i Norge 32,5 prosent. Norge har svært lave utslipp forbundet med oppvarming av bygg i europeisk sammenheng, og grunnen til at fornybarandelen i denne sektoren likevel ikke er høyere, er at elektrisk oppvarming ikke er medregnet. Andelen regnes ut ved å dele forbruk av biobrensel, fornybar fjernvarmeproduksjon og tilført energi fra varmepumper, på totalt brenselsforbruk (olje, gass, biomasse, kull og koks) og tilført energi fra varmepumper. Denne fornybarandelen er svært temperaturavhengig.

Fornybarandelen i transport

Fornybarandelen i transportsektoren regnes grovt sett ved å dele fornybar energibruk i transportsektoren på den totale energibruken i transportsektoren. Luftfarten er ikke medregnet. Strømforbruk i veitransport og biodrivstoff fra avfall ganges med henholdsvis 2,5 og 2 i utregningen. Den norske fornybarandelen i transport var 4,8 prosent i 2014.

Norge har som utgangspunkt en betydelig høyere andel fornybar energi enn andre europeiske land. Dette innebærer at økt energibruk vil måtte dekkes opp av betydelig mer fornybar energi enn om vi hadde hatt en andel på nivå med gjennomsnittet i EU. Hvis energibruken øker, må 67,5 prosent av økningen dekkes opp av ny fornybar energi for at fornybarandelen skal opprettholdes. For å øke fornybarandelen i Norge må dermed veksten i utbygd fornybar elektrisitet være en god del høyere enn veksten i etterspørselen.

I henhold til direktivet skal landene levere inn handlingsplaner for arbeidet med fornybar energi. Handlingsplanene er basert på en felles mal slik at man skal kunne sammenlikne virkemiddelbruk og utvikling på tvers av land. Norge leverte sin handlingsplan i juni 2012. Hvert annet år rapporterer Norge til ESA om hvorvidt utviklingen følger referansebanen mot målene som er satt i planen.

Elsertifikatordningen er det viktigste virkemidlet for å nå fornybarmålet i Norge. Norge får godskrevet nær halvparten av totalmålet for det felles elsertifikatmarkedet mellom Norge og Sverige uavhengig av hvor produksjonen vil komme.

6.4.3 Vanndirektivet

Vanndirektivet er innlemmet i EØS-avtalen og gjennomført i norsk rett gjennom vannforskriften. Forskriften har som formål å gi rammer for fastsettelse av miljømål som skal sikre en mest mulig helhetlig beskyttelse og bærekraftig bruk av vannforekomstene. Forvaltningsplanene i henhold til vannforskriften er verktøy for en økosystembasert forvaltning av kyst, elver og innsjøer. Miljømål skal sikre at tilstanden beskyttes mot forringelse, forbedres og gjenopprettes med sikte på å sikre minst god økologisk og kjemisk tilstand. For vannforekomster sterkt preget av vannkraftproduksjon, såkalt sterkt modifiserte, skal det fastsettes miljømål for å beskytte mot forringelse og forbedre tilstanden i vannforekomstene med sikte på å oppnå minst godt økologisk potensial og god kjemiske tilstand. Dette vil innebære tilpassede miljømål, der miljøgevinsten avveies mot samfunnsnytten av kraftproduksjonen. Forvaltningsplanene skal legges til grunn for sektormyndighetenes virksomhet. Det kan i etterfølgende beslutning fra sektormyndighet vise seg at tiltaket ikke er egnet eller har en for høy samfunnsmessig kostnad i forhold til samfunnsnytte.

Direktivet åpner for at tilstanden kan forringes ved nye inngrep, gitt visse forutsetninger. Vurderingene av om forutsetningene er oppfylt inngår i konsesjonsbehandlingen.

Norge har bidratt og deltar aktivt i den felleseuropeiske gjennomføringsstrategien. Det er egne arbeidsgrupper som jobber med erfaringsutveksling og harmonisering av oppfølging av direktivet i vassdrag påvirket av vannkraft.

6.4.4 EUs kvotehandelssystem

EUs kvotehandelssystem (EU ETS) omfatter i dag de 28 EU-medlemslandene og de tre EØS-EFTA-landene. Kvotesystemet dekker omkring 45 prosent av EUs klimagassutslipp og om lag halvparten av de norske.

Det var Kyotoavtalen fra 1997 som la grunnlaget for et internasjonalt marked for utslippskvoter, og som førte til at EU begynte utvikling av et regionalt europeisk system. For at et kvotemarked skal redusere utslippene må samlet kvotemengde settes lavere enn forventet utslippsnivå. Når taket i et kvotesystem er satt tilstrekkelig lavt, vil knappheten på kvoter føre til at det gjennomføres utslippsreduserende tiltak. Markedet bestemmer hvilke tiltak som gjennomføres, og hensikten er at utslippsreduksjonene skal skje der kostandene er lavest.

EUs kvotemarked ble etablert gjennom Europaparlaments-og rådsdirektiv 2003/87/EF. I 2009 ble det vesentlig revidert for å styrke tredje fase av kvotesystemet som gjelder fra 2013 til 2020. Begge direktivene er innlemmet i EØS-avtalen, og Norge har siden 2008 deltatt i EUs kvotesystem. Norge opprettet allerede i 2005 et nasjonalt kvotesystem. I perioden 2005–2007 hadde norske virksomheter kun mulighet til å kjøpe kvoter innenfor EU-systemet, men kunne ikke selge norske kvoter til virksomheter i EU. Fra 2008 har norske virksomheter deltatt i kvotesystemet på lik linje med EU-landenes virksomheter. Kvotesystemet har fra og med tredje fase i større grad vært harmonisert med enhetlige regler. I det ligger at alle land har samme regler for tildeling av vederlagsfrie kvoter, og det er satt en felles kvotemengde. Etter utvidelsen fra 2013 omfatter kvotesystemet flere sektorer og gasser.

EU har i 2015 besluttet å innføre en såkalt markedsstabiliseringsmekanisme – en kvotereserve – som skal tre i kraft fra 2019. Hensikten med å etablere en kvotereserve er å sikre prisstabilitet. Mekanismen skal være regelstyrt og objektiv, hvor antallet kvoter som skal auksjoneres justeres automatisk dersom antallet kvoter som sirkulerer i markedet er over eller under et visst nivå. Det er foreslått en gradvis innføring av kvoter i reserven dersom kvoteoverskuddet er over 833 millioner. Samtidig forslås en gradvis utfasing av kvoter dersom kvoteoverskuddet er lavere enn 400 millioner. EU har besluttet at de 900 millioner kvotene som har blitt holdt tilbake fra auksjonering i markedet – det såkalte backloading-vedtaket – skal føres direkte inn i reserven. Det samme gjelder ubrukte kvoter som er holdt av til nye virksomheter.

6.4.5 Det indre energimarkedet

Tredje energimarkedspakke

Den tredje energimarkedspakken fra 2009 består av fem rettsakter som viderefører og styrker reguleringen av de indre markedene for elektrisitet og naturgass. Pakken erstatter rettsaktene som utgjorde EUs andre energimarkedspakke. Foruten to rettsakter om gassmarkedet,29 inneholder lovgivningspakken direktiv 2009/72/EF (elmarkedsdirektiv III) og forordning 714/2009/EF (grensehandelsforordning III), samt forordning 713/2009/EF om opprettelsen av et byrå (ACER) for samarbeid mellom nasjonale reguleringsmyndigheter på energiområdet (ACER-forordningen).

Hovedelementene i pakken dreier seg om å redusere vertikal integrasjon, styrket felles regulering av energimarkedene og utvikling av grensekryssende infrastruktur og sikker elektrisitetsforsyning. Dette skal oppnås blant annet gjennom å kreve sterkere skille mellom nett og annen virksomhet (produksjon og omsetning), ved å sikre nasjonale regulatorers uavhengighet og ved å styrke europeisk regulatorsamarbeid gjennom ACER. Gjennom pakken tas det også sikte på å gi produsenter investeringsinsentiver og styrkede rettigheter til forbrukere. Det er et mål å sikre strømkunder valgfrihet og konkurransedyktige priser.

Den tredje energimarkedspakken gir også hjemmel til å fastsette utfyllende regler, såkalte nettkoder og retningslinjer. Regelverket utformes etter en egen prosess mellom ENTSO-E, ACER og Kommisjonen.

Det arbeides med innlemmelse av den tredje energimarkedspakken i EØS-avtalen. Vedtak om innlemmelse i EØS-avtalen og nødvendige lovendringer som følge av dette vil fremmes for Stortinget.

Byrået for samarbeid mellom energiregulatorer, ACER

ACER styrker og formaliserer samarbeidet mellom nasjonale energiregulatorer i EU. Byråets organisering, oppgaver, kompetanse og finansiering er regulert i ACER-forordningen. Byrået er en viktig rådgiver for Kommisjonen, Rådet og Parlamentet. ACER har også en sentral rolle i utviklingen av nettkoder og retningslinjer som utfyller den tredje energimarkedspakken.

ACERs uavhengighet av markedsaktører og politiske instrukser er vektlagt på samme måte som de nasjonale energiregulatorenes uavhengighet. Byrået har eget budsjett og hovedkontoret er lagt til Ljubljana i Slovenia.

ACER har en viktig overvåkningsfunksjon for det indre markedet. Byrået skal også føre tilsyn med at nasjonale regulatorer utøver sine funksjoner i tråd med gjeldende EU-regelverk. ACER har også en viktig funksjon i å avdekke markedsmisbruk og innsidehandel. ACER skal gi råd om regelverkstolkning i konkrete saker og fører tilsyn med regionalt og europeisk samarbeid mellom TSOer (transmisjonssystemoperatører) og utvikling av infrastruktur på EU-nivå.

ACER har vedtaksmyndighet på visse saksområder knyttet til grensekryssende infrastruktur og i saker hvor nasjonale regulatorer ikke kommer til enighet, eller i fellesskap ber ACER fatte vedtak i saken.

Nettverk for transmisjonssystemoperatører, ENTSO-E

ENTSO-E skal utarbeide europeiske nettutviklingsplaner og etablere regionale samarbeid for å fremme utviklingen av EUs indre marked for elektrisitet. Et tilsvarende nettverk er etablert for gass, ENTSO-G.

En annen viktig oppgave for ENTSO-E er å utarbeide forslag til teknisk regelverk som utfyller tredje energimarkedspakke. ENTSO-E har en løsere tilknytning til EU-strukturen enn ACER, og har som et nettverk ikke vedtakskompetanse eller offentlig myndighet.

Utfyllende regelverk – nettkoder og retningslinjer

Mer integrerte fysiske elektrisitetsmarkeder forutsetter økt harmonisering av teknisk regelverk, handelssystemer og markedsdesign. Tredje energimarkedspakke hjemler og introduserer en prosedyre for utvikling av utfyllende regelverk, såkalte nettkoder og bindende retningslinjer. Prosedyren omfatter ENTSO-E, ACER og Kommisjonen. Det pågår nå et omfattende arbeid i EU med å utvikle utfyllende regelverk, i første omgang innenfor temaene nettilknytning, systemdrift og markedsdesign. Figur 6.4. gir en oversikt over nettkoder og bindende retningslinjer på elektrisitetsområdet.

Figur 6.4 Oversikt over nettkoder og bindende retningslinjer som er vedtatt eller under utarbeidelse i EU.

Figur 6.4 Oversikt over nettkoder og bindende retningslinjer som er vedtatt eller under utarbeidelse i EU.

Det utfyllende regelverket skal sikre harmonisering av tekniske løsninger og likere betingelser for aktørene. Nettkoder og bindende retningslinjer vedtas som forordninger. Det vil si at dersom de er EØS-relevante, skal de tas inn i EØS-avtalen og gjennomføres i norsk rett som sådan.

Norske myndigheter og aktører er involvert i utarbeidelsen av nettkoder og bindende retningslinjer på ulike stadier. Statnett er medlem av ENTSO-E. I ACER foregår arbeidet med kodene i ulike arbeidsgrupper og i regulatorstyret. NVE deltar i flere av ACERs arbeidsgrupper.

Komitologiprosessen30 ledes av Kommisjonen og omfatter departementene i EUs medlemsland og Norge. Olje- og energidepartementet deltar i arbeidet med talerett, men ikke stemmerett. Norske aktører har også mulighet til å delta i arbeidsmøter og offentlige høringer som gjennomføres av ENTSO-E og ACER.

Kommisjonsforordning 1222/2015/EU om retningslinje for kapasitetstildeling og flaskehalshåndtering (CACM) gir rammene for den videre utviklingen av markeder for day-ahead og intradag i Europa. CACM pålegger konkurranse mellom børser. I dag er Nord Pool den eneste børsen med markedsplasskonsesjon for omsetning av kontrakter for fysiske kraftleveranser i Norden.

CACM etablerer et styringssystem hvor ulike kollektiv av transmisjonssystemoperatører (TSOer) og børser skal foreslå tekniske regler innenfor angitte tidsfrister, som deretter skal godkjennes av nasjonale regulatorer. Dersom de nasjonale regulatorene ikke kommer til enighet, overføres saken til ACER. Blant annet dreier dette seg om utvikling av en felles nettmodell og metode for kapasitetsfastsettelse, fastsetting av metode for fordeling av flaskehalsinntekter, utvikling av en felles markedskoblingsfunksjon (MCO) m.m.

Boks 6.4 Kapasitetsfastsettelse

Resultatene fra den daglige prisberegningen i dayahead-markedet er sentrale for TSOens (Statnett) planlegging og opprettholdelse av momentan balanse i det påfølgende driftsdøgnet. Før budgivningen i dayahead-markedet, offentliggjør TSOen hvor mye kapasitet som tilbys markedet i ulike deler av nettet. I Norden gjøres dette for hvert snitt, i hver enkelt time i det påfølgende driftsdøgnet. Et snitt kan bestå av én eller flere overføringsforbindelser mellom budområder.

I dag bruker TSOene i Norden modellene Net Transmission Capacity (NTC) eller Available Transmission Capacity (ATC) for kapasitetsberegning. Disse modellene er basert på informasjon om anlegg som er planlagt i drift det neste døgnet, samt skjønnsmessige anslag for priser og kraftflyt. Nordiske TSOer utveksler informasjon og koordinerer uformelt i prosessen.

I henhold kommisjonsforordning (EU) 2015/1222 om en retningslinje om kapasitetsfastsettelse og flaskehalshåndtering (CACM) av 24. juli 2015, skal flytbasert kapasitetsberegningsmetode innføres som metode i EU i tiden fremover.

TSOene i Norden kan i felleskap søke regulatorene om å fortsette å benytte NTC dersom de kan vise at flytbasert metode ikke er mer effektiv forutsatt samme nivå på driftssikkerheten. De nordiske TSOene arbeider med å utvikle en nordisk flytbasert metode for kapasitetsberegning for å kunne sammenligne modellene.

Flytbasert kapasitetsfastsettelse ble tatt i bruk i sentrale Vest-Europa i mai 2015. Modellen er utviklet spesielt for å ivareta behovet for koordinert kapasitetsberegning i et masket nett. Med flytbasert kapasitetsfastsettelse gir TSOene mer presis informasjon om nettforhold til prisberegningsalgoritmen enn i NTC-modellen.

Europeisk markedskobling har tidligere vært basert på frivillig samarbeid og regionale initiativ. Det nordiske markedet var tidlig ute med etablering av en felles kraftbørs. I dag omfatter den europeiske markedskoblingen og kapasitetsfastsettelsen 23 land og om lag 90 prosent av Europas kraftforbruk.

Markedskoblingen skjer ved implisitt auksjon, som innebærer en simultan beregning av priser og elektrisitetsflyt mellom prisområder i day-aheadmarkedet. Aktørene på ulike sider av landegrensene legger inn sine salgs- og kjøpsbud time for time før neste døgn, og behøver ikke å reservere kapasitet i nettet på forhånd.

Intradagmarkedet foregår i perioden mellom day-aheadmarkedet og frem til en time før levering. Intradagmarkedet gir aktørene mulighet til å handle seg i balanse før driftstimen og bidrar til mer effektiv ressursutnyttelse og redusert risiko i markedet. Etablering av et felles europeisk intradagmarked har vist seg å være vanskeligere og ta lengre tid enn planlagt.

I EU er lovgivning og regler om markedsdesign er en del av det indre markedet. Det er derfor opp til hvert enkelt land å vurdere behovet for tilgjengelig kraftproduksjon og kraftbalanse. Flere land har innført eller vurderer å innføre kapasitetsmekanismer for å styrke den nasjonale forsyningssikkerheten jf. boks 8.6.

Transparensforordningen

Kommisjonsforordning 543/2013/EU om rapportering og offentliggjøring av data i elektrisitetsmarkedene (transparensforordningen) ble vedtatt 14. juni 2013. Formålet med transparensforordningen er å fremme effektiv utnyttelse av det europeiske kraftsystemet gjennom å pålegge at viktige data for alle markedsaktører skal publiseres. Forordningen vil tas inn i norsk rett etter gjennomføring av tredje energimarkedspakke.

Forordningen fastsetter felles minimumskrav til rapportering av informasjon om forbruk, produksjon og overføring av elektrisitet. Forpliktelsen til å rapportere gjelder markedsaktører, nettselskaper, systemoperatører og kraftbørser. Dataene skal innhentes av TSOene og rapporteres videre til ENTSO-E.

De fleste av rapporteringsforpliktelsene har allerede vært gjeldende i Norge, blant annet i henhold til forskrift om Systemansvar (fos), rapportering til SSB og privatrettslige handelsregler på Nord Pool. Forordningen inneholder også enkelte nye rapporteringskrav.

Infrastrukturforordningen – retningslinjer for pan-europeisk energiinfrastruktur

Råds- og parlamentsforordning 347/2013/EU om retningslinjer for pan-europeisk energiinfrastruktur skal legge til rette for utbygging av infrastrukturprosjekter av felles europeisk interesse innenfor elektrisitet, olje, gass og CO2, såkalte projects of common interest (PCI). Forordningen er begrunnet i at det er nødvendig å etablere ny, og oppgradere eksisterende, europeisk energiinfrastruktur.

Det er identifisert ulike hindre for etablering av grenseoverskridende energiinfrastruktur. Nasjonale konsesjonsprosesser har ofte vært langvarige og omstendelige, og finansieringen av energiinfrastrukturprosjekter har vært krevende å få på plass. Videre har ikke medlemslandene hatt økonomiske insentiver til å bygge ut energiinfrastruktur med mindre infrastrukturen også er av nasjonal interesse. Forordningen tar sikte på å redusere disse hindrene.

Etter forordningen skal det annet hvert år vedtas en liste over energiinfrastrukturprosjekter som det er av felles europeisk interesse å gjennomføre. Forordningen fastsetter regler for hvordan disse prosjektene blir valgt. Den første listen ble vedtatt av Kommisjonen i 2013. Ny liste ble vedtatt i 2015 og inneholder 195 prosjekter, hvorav 108 er relatert til elektrisitet. Prosjektene inkluderer blant annet utenlandsforbindelser og interne nettutbygginger med grenseoverskridende virkninger. Prosjekter av felles interesse skal gis prioritert status i medlemslandenes konsesjonsbehandling, og skal i henhold til forordningen være samfunnsøkonomisk lønnsomme for Europa.

Lønnsomheten skal vurderes basert på en omforent europeisk metodologi for beregning av kostnader og nytte. Forordningen åpner for at kost-nytteanalyser basert på denne metodologien kan legges til grunn for fordeling av investeringskostnader mellom land som har nyttegevinster av et prosjekt av felles interesse. Denne mekanismen omtales som cross-border cost allocation (CBCA). Ved uenighet mellom berørte regulatorer, gir forordningen ACER plikt og myndighet til å avgjøre hvordan investeringskostnadene skal fordeles mellom partene.

To mellomlandsforbindelser fra Norge, én til Tyskland og én til Storbritannia, er på listen over prosjekter av felles interesse.

Forordningen er ikke innlemmet i EØS-avtalen, og Norge er derfor ikke folkerettslig bundet av forordningens bestemmelser.

REMIT-forordningen og REMIT implementerende rettsakter

Parlaments- og rådsforordning 1227/2011/EU om integritet og gjennomsiktighet i energimarkedet (REMIT) har som formål å avdekke og forhindre markedsmisbruk i engrosmarkedene for elektrisitet og gass.

REMIT inneholder bestemmelser som forbyr markedsmanipulasjon og utnyttelse av innsideinformasjon og pålegger markedsaktørene å offentliggjøre innsideinformasjon. Videre regulerer REMIT markedsovervåking og tilsyn med energimarkedene, og ACER gis en sentral rolle som tilsynsmyndighet. De nasjonale regulatorene gis en viktig rolle i markedsovervåkning og skal samarbeide med ACER. ACER sørger for koordinering på EU-nivå og med andre relevante myndighetsorganer. For at ACER skal kunne utføre sine tilsynsoppgaver, er markedsaktørene pålagt flere rapporteringsforpliktelser.

6.4.6 CCS-direktivet og innsatsfordelingsdirektivet

Geologisk lagring av karbondioksid (CCS-direktivet)

Europaparlamentets- og Rådets direktiv 2009/31/EF om geologisk lagring av CO2 (CO2-lagringsdirektivet) ble vedtatt 23. april 2009. Direktivet etablerer det juridiske rammeverket for en miljømessig sikker lagring av CO2. Det stilles krav om etablering av en konsesjonsordning for leting etter, utbygging og overvåkning av lagringssteder for CO2, tillatelse til lagring av CO2, renhetsgrad for CO2-strømmen, overvåking av lagret CO2, rapportering til myndighetene m.v. Direktivet bygger i stor grad på regelverk som allerede er etablert under internasjonale havmiljøkonvensjoner Norge er bundet av (OSPAR-konvensjonen for Nord-øst Atlanteren og den globale London-protokollen). Direktivet ble gjennomført i norsk rett i 2014.

EUs utslippsforpliktelse under Kyotoprotokollen – byrdefordeling mellom landene

Innsatsfordelingsbeslutningen (Parlaments- og rådsbeslutning 406/2009/EF) omfatter ikke-kvotepliktig sektor utenom skog, og skal medvirke til at EU samlet oppfyller sine klimapolitiske mål innen 2020. Beslutningen omhandler hvilke utslippsreduksjoner medlemsstatene må foreta i ikke-kvotepliktige samfunnssektorer i perioden 2013–2020 for å bidra til å oppfylle EUs klimapolitiske målsettinger.

Denne beslutningen er ikke vurdert som EØS-relevant, og omfatter ikke Norge.

Fotnoter

1.

Målt som vekst i BNP for fastlands-Norge fra 1990 til 2014.

2.

Målt ved netto innenlandsk sluttforbruk uten råstoff.

3.

Personkilometer angir summen av reiselengde x antall personer transportert. Totalt antall tonnkilometer er summen av reiselengde x antall tonn godsmengde transportert.

4.

Treforedling og produksjon av metaller og kjemiske råvarer

5.

Petroleumsprodukter brukes fortsatt i diverse maskiner og redskaper. Det er estimert at det til sammen benyttes om lag 1 TWh fossile brensler til disse formålene i husholdningene og tjenesteytende næringer.

6.

Transport inkluderer vei-, bane-, kyst- og innenriks lufttransport. Fiske er sortert under jordbruk og fiske, mens maskiner og redskaper er sortert under relevante sektorer.

7.

Enkelte jernbanestrekninger er ikke elektrifiserte enda. Dette gjelder Nordlandsbanen, Raumabanen og Røros- og Solørbanen.

8.

Magasinkraftverk over 10 MW. Enkelte elve- og småkraftverk ligger nedstrøms fra magasinkraftverk og vil derfor også indirekte reguleres når magasinkraftverkene justerer produksjonen.

9.

Implisitt auksjon vil si at en byr på energi og overføringskapasitet simultant.

10.

Priskoblingen kalles Price Coupling of Regions (PCR).

11.

Kontinuerlig handel innebærer kjøp og salg mellom kjøper og selger til en pris de blir enige om på dette tidspunktet.

12.

NVE har oppdatert tilsigsperioden som benyttes for å beregne normalårsproduksjonen to ganger siden 1990. Referanseperioden er i dag 1980–2010. Dette har økt anslagene på hva vannkraften kan produsere i et normalår.

13.

Eksklusiv gasskraftverket på Kårstø, som er søkt nedlagt, og de to reservekraftverkene i Møre- og Romsdal.

14.

Finland har også en betydelig importkapasitet fra Russland.

15.

LNG er nedkjølt gass i væskeform

16.

Se boks 4.2 om tariffutforming for beskrivelse av de ulike tariffleddene

17.

Multiconsult, 2014

18.

En nærings omsetning er salgsverdien av all produksjon i løpet av et år, mens verdiskapning eller bruttoproduktet er verdiøkningen som skjer i produksjonsprosessen.

19.

Multiconsult, 2014

20.

Sysselsatte i kraftnæringen og kraftrelaterte virksomheter 2013, SSB 2014/40

21.

Basert på nettkapitalen.

22.

Typisk installasjon/arbeid for andre og diverse vareomsetning. Dette er inntektsgrupper NVE bare kontrollerer på tilsyn, og det finnes derfor lite informasjon om hva slags installasjon, arbeid, varer og tjenester som omsettes.

23.

Multiconsults rapport 10. februar 2015 «Omsetning og sysselsetting i den norskbaserte fornybarnæringen (ekskl. verdien av energisalg)«. https://www.regjeringen.no/contentassets/2c36d6161862496e8035170c98bf1106/omsetning-og-sysselsetting-i-den-norskbaserte-fornybarnaringen_endelig-r....pdf

24.

Sluttforbruk er den energien som blir levert til forbrukere som industri, husholdninger og bedrifter. Den energimengden som går tapt i svinn eller blir brukt til å utvinne annen energi som elektrisitet, petroleum og gass er ikke medregnet.

25.

Øvrige kilder i tillegg til det som er oppgitt under denne delen:

Banet, Catherine: «Tradable green certificates schemes under EU law» (2012)

Bjørnebye, Henrik: «Investing in EU Energy Security. Exploring the Regulatory Approach to Tomorrow’s electricity Production» (2010)

Craig, Paul: «The Lisbon Treaty. Law, Politics and Treaty Reform.» (2010)

Roggenkamp, Martha, Catherine Redgewell, Iñigo del Guayo, Anita Rønne: «Energy Law in Europe. National, EU and International Regulation», 2. utgave (2007)

Sejersted, Fredrik, Finn Arnesen, Ole-Andreas Rognstad, Sten Foyn og Olav Kolstad: «EØS-rett», 2. utgave (2007)

26.

NOU 2012: 2 «Utenfor og innenfor. Norges avtaler med EU» s. 551.

27.

St.prp. nr. 100 (1991–92) Om samtykke til ratifikasjon av Avtale om Det europeiske økonomiske samarbeidsområde (EØS), pkt. 4.10.3.

28.

‘Ecodesign Impact Accounting’

29.

Direktiv 2009/73/EF (Gassmarkedsdirektiv III) og forordning (EF) nr. 715/2009 (Gasstransmisjonsforordning II)

30.

EØS-avtalen artikkel 100 gir Norge mulighet til å delta i relevante komitologikomiteer, som har en formell rolle i EUs beslutningsprosess. Norge har observatørstatus og kan ikke delta i voteringer i komiteene. Norsk deltagelse i komitologiarbeidet gir mulighet til å fremme norske synspunkter i forhold til utvikling av EU-regelverk som enten er eller vil bli innlemmet i EØS-avtalen.

Til toppen
Til dokumentets forside