Meld. St. 36 (2020–2021)

Energi til arbeid – langsiktig verdiskaping fra norske energiressurser

Til innholdsfortegnelse

3 Elektrifisering for framtiden

Figur 3.1 Illustrasjon av kraftsystemet.

Figur 3.1 Illustrasjon av kraftsystemet.

3.1 Fornybar energi og kraftsystemet som grunnlag for arbeid og verdiskaping

Norges fornybare ressurser har lagt grunnlag for en stor næring, og har vært viktig for framveksten av annen industri og næringsvirksomhet.

Kraftsektoren skaper i dag verdier direkte gjennom kraftproduksjon, kraftutveksling, nettutvikling og gjennom underliggende virksomheter for energitjenester og leverandørindustri. Verdiene kommer felleskapet til gode gjennom en stor andel offentlig eierskap til produksjon og nett, og gjennom skatter og avgifter som kraftsektoren er underlagt.

Norge er i dag verdensledende i å ta i bruk fornybare ressurser til elektrifisering og næringsutvikling. Dette har lagt grunnlag for store industrivirksomheter som har vært avgjørende for utviklingen i distriktene og lokal verdiskaping og sysselsetting.

Utgangspunktet for å fortsatt ta i bruk fornybar kraft til elektrifisering og verdiskaping i flere sektorer, er godt. 98 pst. av kraftproduksjonen vår er fornybar, vi har et velfungerende kraftmarked med lave kostnader og en god forsyningssikkerhet for strøm. Det er forventet et betydelig kraftoverskudd i Norge og i Norden i årene framover.

Tilgangen på ren fornybar kraft til konkurransedyktige priser har vært selve grunnlaget for mye av den etablerte industrien i Norge. Norge har i dag de laveste kraftprisene i Europa, men også langt lavere kostnader knyttet til driften av kraftsystemet, enn de fleste europeiske land. Det skyldes tilgangen på regulerbar vannkraft og et velutbygd overføringsnett over hele landet.

Boks 3.1 Kraftforsyningen bidrar til bærekraftsmålene

Utviklingen i produksjon og bruk av kraft og elektrisitet og utviklingen av kraftnettet bidrar til at Norge har oppnådd bærekraftsmål 7: Ren energi til alle – om å sikre tilgang til pålitelig, bærekraftig og moderne energi til en overkommelig pris. Den bidrar også til bærekraftsmål 8: anstendig arbeid og økonomisk vekst – fremme varig, inkluderende og bærekraftig økonomisk vekst, full sysselsetting og anstendig arbeid for alle, og bærekraftsmål 9: Industri, innovasjon og infrastruktur – bygge solid infrastruktur og fremme inkluderende og bærekraftig industrialisering og innovasjon.

Figur 3.2 Nøkkelinformasjon om verdiskapningen i kraftsektoren1.

Figur 3.2 Nøkkelinformasjon om verdiskapningen i kraftsektoren1.

1 Inntekts- og verditallene er hentet fra nasjonalregnskap for 2019, kategori elektrisitets-, gass- og varmtvannsforsyning.

Kilde: SSB (2020), Nasjonalregnskap.

Stabil og forutsigbar tilgang på elektrisitet skal fortsatt være et konkurransefortrinn for norsk industri. Regjeringen vil at våre fornybare energiressurser skal tas i bruk og foredles i Norge. Vårt gode utgangspunkt gir muligheter til økt elektrifisering av fossil energibruk og til nye næringer som produksjon av batterier og andre verdikjeder basert på fornybar kraft.

Omstillingen som skal skje i energimarkedene rundt oss, gir også grunnlag for næringsvirksomhet basert på Norges erfaring med elektrifisering. Digitalisering i form av smarte nett, virtuelle kraftverk1 og utnyttelse av fleksibilitet, er områder der norske aktører har et spesielt godt utgangspunkt. Å være tidlig ute med smarte løsninger som kan eksporteres til utlandet, kan være et konkurransefortrinn for Norge.

Figur 3.3 Fylkesvis inndeling av direkte og indirekte sysselsatte innen kraftforsyning som andel av totalt sysselsatte registrert i sine respektive bostedskommuner
.

Figur 3.3 Fylkesvis inndeling av direkte og indirekte sysselsatte innen kraftforsyning som andel av totalt sysselsatte registrert i sine respektive bostedskommuner .

Kilde: Menon Economics (2021).

Takten og omfanget av elektrifiseringen må bygge på helhetlige vurderinger av samlede virkninger for samfunnet, behovet for kraft- og nettutbygging, konsekvenser av utbygging for miljø og naturmangfold, tiltak for energieffektivisering og oppnåelse av Norges klimamål og forpliktelser under Parisavtalen.

Regjeringen legger på denne bakgrunn fram en strategi for smart og effektiv elektrifisering av Norge. Elektrifiseringsstrategien skal bidra til å trygge og skape arbeidsplasser i Norge ved å legge til rette for ny industri som krever tilgang på kraft og nett.

3.2 Regjeringens strategi for smart og effektiv elektrifisering

Regjeringen har innført et bredt sett av tiltak som skal stimulere til å erstatte fossil energi med fornybare alternativer, jf. eksempler i boks 3.2. Ambisiøse klimamål i EU og Norge bidrar til å øke prisen på utslipp av klimagasser. En høyere pris på utslipp gjør lavutslippsteknologi mer konkurransedyktig. Den varslede opptrappingen i CO2-avgiften, elbilfordeler, etablering av ladestasjoner og støtte til elektrifisering av sjøfart, øker insentivene til å erstatte fossil energibruk med fornybar kraft. Dette bidrar til at industrien går over fra fossil energibruk til elektrisitet, og til at nye grønne verdikjeder basert på fornybar kraft kan vokse fram. For å påskynde utslippsreduksjoner vil regjeringen styrke arbeidet for omstilling, ny teknologi og for en konkurransedyktig norsk industri i framtiden. Elektrisitet utgjør allerede en stor del av energibruken i industrien, men det er fortsatt et potensial for videre elektrifisering. EUs kvotesystem er det overordnede og viktigste virkemiddelet for å redusere de kvotepliktige utslippene.

Elektrifiseringen vil påvirke det norske kraftsystemet. Regjeringens strategi for smart og effektiv elektrifisering skal sikre at Norges gode utgangspunkt i kraftforsyningen videreføres. Strategien består av tiltak som på kort og lang sikt skal bidra til en balansert utvikling i kraftforsyningen. Dette avhenger av tilgangen på produksjon av fornybar kraft og et godt utbygd overføringsnett, men må også avveies mot hensynet til å begrense tapet av natur.

På kort sikt skal strategien bidra til å oppfylle Meld. St. 13 (2020–2021) Klimaplan for 2021-2030, jf. boks 3.4, og legge til rette for gjennomføring av modne prosjekter for kraft fra land til norsk sokkel. Med modne prosjekter vises det her til prosjektene i studien Kraft fra land til norsk sokkel (2020) der investeringsbeslutning kan være relativt nært forestående.2

Boks 3.2 Eksempler på eksisterende tiltak og virkemidler for elektrifisering

Både på samferdsels-, energi-, industri- og klimaområdet er politikken innrettet på en måte som skal stimulere til bruk av alternativer til fossil energi.

Forbud mot installasjon av oppvarmingsløsninger for fossile brensler i nybygg og forbud mot fyring med fossil olje til oppvarming av eksisterende bygg, legger til rette for elektrifisering og andre fornybare oppvarmingsløsninger for husholdninger og tjenesteytende næring.

Enovas formål er å bidra til å nå Norges klimaforpliktelser og til omstillingen til lavutslippssamfunnet. Gjennom sin aktivitet bidrar Enova til å fremme innovasjon og utvikling av nye klima- og energiløsninger. Enova ga i 2020 om lag 3,3 milliarder kroner i støtte til nesten 13 000 energi- og klimaprosjekter i Norge. Enova kan støtte lavutslippsteknologier i alle sektorer. Enovas aktivitet skal rettes inn mot de delene av innovasjonskjeden som går på senfase teknologiutvikling og tidlig markedsintroduksjon. Enova har også avtalefestede aktiviteter, bl.a. knyttet til utvikling av drivstoffinfrastruktur for utslippsfri transport og støtte til næringstransport gjennom Nullutslippsfondet. Enova skal også bidra til finne gode løsninger som tar hensyn til behovet for et effektivt energisystem.

Enova støtter elektrifisering og nullutslippsløsninger blant annet innenfor transportsektoren. For eksempel støttet Enova i 2020 to hydrogenprosjekter med til sammen 260 millioner kroner for bygging av tre hydrogenskip.

Enova støtter også utvikling av hurtigladeinfrastruktur for elbiler i områder der infrastrukturen er lite utbygd. I 2020 ble det gitt tilsagn til 25 hurtigladesteder i Troms og Finnmark, og i februar 2021 ble det gitt tilsagn til etablering av 12 hurtigladesteder i Nordland og Namdalen.

Regjeringen har et mål om å halvere utslippene fra transportsektoren innen 2030. Bruk av nullutslippsteknologi er det tiltaket som er beregnet å bidra med de største utslippskuttene, i tillegg til bruk av biodrivstoff og overgang til mer effektive transportformer. Regjeringens klimapolitikk for transportsektoren er beskrevet inngående regjeringens klimaplan, Meld. St. 13 (2020–2021). Sentrale virkemidler for å kutte utslipp fra transportsektoren er blant annet CO2-avgiften, omsetningskrav for biodrivstoff, ulike krav til bruk av null- og lavutslippsteknologi og Enovas støtteordninger.

Måltallene for nullutslippskjøretøy1 fra Nasjonal transportplan 2018–2029 jf. Meld. St. 33 (2016–2017) ligger til grunn for utformingen av virkemidlene i klimaplanen. Disse er at

  • nye personbiler og lette varebiler skal være nullutslippskjøretøy i 2025

  • nye bybusser skal være nullutslippskjøretøy eller bruke biogass i 2025

  • innen 2030 skal nye tyngre varebiler, 75 pst. av nye langdistansebusser og 50 pst. av nye lastebiler være nullutslippskjøretøy

  • innen 2030 skal varedistribusjonen i de største bysentrene være tilnærmet nullutslipp.

For petroleumssektoren har Stortinget vedtatt at kraft fra land skal vurderes i forbindelse med alle nye selvstendige feltutbygginger og større ombygginger på felt i drift på norsk sokkel. Kraft fra land har vært vurdert for alle nye feltutbygginger siden 1996.

1 Forbedringer av teknologisk modenhet ligger til grunn for måltallene.

Gjennomføringen av klimaplanen og modne prosjekter for kraft fra land til norsk sokkel, vil føre til økt kraftforbruk. Tilgangen på kraft er god. Hovedutfordringen er i første rekke knyttet til behovet for økt kapasitet i kraftnettet og kraftsystemets evne til å møte et økende effektbehov.

På lang sikt må kraftsystemet også utvikles med tanke på at en større del av energibruken elektrifiseres, jf. omtale av lavutslippssamfunnet og de langsiktige klimamålene i kapittel 1.6 og 1.7. Lenger fram i tid kan det imidlertid være andre utfordringer, men også andre muligheter enn de vi ser i dag, for eksempel gjennom nye energiløsninger, teknologigjennombrudd og nye markedsforhold.

Utviklingen av det langsiktige kraftsystemet må skje på en måte som bevarer et velfungerende kraftmarked med lave kostnader. Dette skjer best ved å sikre en mest mulig effektiv utnyttelse og utvikling av overføringsnettet, ved å legge til rette for effektiv energibruk og ved at markedet gir riktige insentiver til realisering av samfunnsøkonomisk lønnsom fornybar kraftproduksjon.

Lønnsom produksjon av fornybar energi

Siden regjeringen tiltrådte i 2013 har det blitt bygget ut over 16 TWh ny fornybar kraftproduksjon. Det er fortsatt et stort samlet potensial for fornybar kraftutbygging i Norge, basert på blant annet vannkraft, vindkraft og solkraft. Regjeringen vil gjennom gode avveininger i konsesjonsbehandlingen fortsatt legge til rette for utbygging av ny lønnsom fornybar energi, jf. kapittel 3.4.1. Vannkraftens rolle blir viktigere i årene framover, ettersom behovet for regulerbar og fleksibel kraftproduksjon øker. Regjeringen vil bevare og videreutvikle den norske vannkraften.

Aktørene i kraftsektoren må ha riktige insentiver til samfunnsøkonomisk lønnsomme kraftinvesteringer, slik at de kan fortsette å skape verdier til fellesskapet. Et velfungerende kraftmarked, der prisene gir riktige signaler om lønnsomhet av å investere, er den beste forutsetningen for dette. Elektrisitetsproduksjon er inkludert i EUs kvotemarked og kraftprisen inkluderer dermed klimakostnaden ved elektrisitetsproduksjon. En økende kvotepris gjør investeringer i fornybar kraftproduksjon mer lønnsomt.

Effektiv bruk av energi

Selv om Norge har god tilgang på energi, må energien brukes på en effektiv måte for å skape et miljøvennlig og bærekraftig energisystem. Mange effektiviseringstiltak kan også bidra til å redusere effekttopper. Regjeringen vil legge til rette for energieffektivisering i alle deler av norsk økonomi, og legge til rette for et bedre samspill mellom kraftsystemet, fjernvarmesystemet og mulighetene for forbrukerfleksibilitet, jf. kapittel 3.4.4.

Et robust og godt utnyttet overføringsnett

Elektrifisering kan innebære at nytt, stort forbruk etableres raskt i ulike deler av landet. Utfordringene som kan oppstå regionalt og nasjonalt som følge av begrenset kapasitet i overføringsnettet og usikkerheten om framtidig forbruk må utredes nærmere.

Nye nettutbygginger tar tid og har konsekvenser for miljø og andre samfunnsinteresser. Regjeringen har nedsatt et offentlig utvalg som skal se nærmere på problemstillinger knyttet til utviklingen av overføringsnettet, jf. kapittel 3.4.5. Formålet er å utrede hvordan vi kan effektivisere prosesser knyttet til utvikling og konsesjonsbehandling av overføringsnettet. Utvalget skal vurdere tre overordnede temaer: tiltak for å redusere tiden det tar å utvikle og konsesjonsbehandle nye nettanlegg, prinsipper for å ivareta en samfunnsøkonomisk lønnsom utvikling av overføringsnettet i en tid med stor usikkerhet om forbruksutviklingen og mulige forbedringer i systemet med tilknytningsplikt. Utvalget skal levere sin utredning innen 15. juni 2022.

Samtidig vil energimyndighetene vurdere hvilke tiltak som på kort sikt kan bidra til en mer effektiv utnyttelse av nettet og om konsesjonsprosessene kan effektiviseres.

Fortsatt god forsyningssikkerhet

Norge er nå inne i en periode der det bygges mer fornybar kraft enn på flere tiår, jf. kapittel 3.4.1. Også forbruket av kraft har økt de siste årene, men langt mindre enn tilgangen på ny produksjon.

Norges store kraftoverskudd gir et godt utgangspunkt for å ta i bruk den fornybare kraften til elektrifisering. Et langt høyere kraftforbruk enn i dag, blant annet som følge av elektrifisering, vil imidlertid måtte dekkes også i perioder der værforholdene i Norge og Norden gir lavere vind- og vannkraftproduksjon enn normalt. Det er derfor viktig at elektrifiseringen skjer på en måte som ikke utfordrer forsyningssikkerheten for strøm eller påfører kraftforsyningen og forbrukerne for store kostnader.

Boks 3.3 Regjeringens elektrifiseringstrategi

Samfunnsøkonomisk lønnsom produksjon av fornybar energi

  • Bevare og videreutvikle vannkraften

  • På sikt gjenoppta konsesjonsbehandlingen av vindkraft på land etter at framtidig lovgrunnlag er avklart

  • Sende på høring forslag om å innføre en moderat produksjonsavgift på vindkraftverk på land fra 2022

  • Ta hensyn til konsekvenser for miljø, samfunn og naboer ved utbygging, og forankre med gode prosesser lokalt og regionalt, jf. Meld. St. 28 (2019–2020)

  • Åpne for at interesserte selskaper så snart som mulig kan søke konsesjon for å utvikle havvind innenfor de åpnede områdene, Utsira Nord og Sørlige Nordsjø II

Energieffektivisering i alle deler av norsk økonomi

  • Realisere målet om 10 TWh energieffektivisering i eksisterende bygg innen 2030

  • Etablere en langsiktig strategi for energieffektivisering ved renovering av bygg

  • Innlemme EUs energieffektiviseringsdirektiv og bygningsenergidirektiv II i EØS-avtalen

  • Sende på høring forslag om en utvidet plusskundeordning for boligselskap og endringer i elavgiftsfritaket for egenprodusert solkraft

  • Gjennom Enova bidra til å finne gode løsninger som tar hensyn til behovet for et effektivt energisystem

Best mulig utnyttelse av overføringsnettet

  • Innføre effektbaserte tariffer i distribusjonsnettet

  • Utrede en tariff for tilknytning til nettet

  • Legge til rette for bedre utnyttelse av forbrukerfleksibilitet

  • Utarbeide en gjennomføringsplan for arbeid med driftskoordinering og digital informasjonsutveksling

Vurdere systemet for nettutvikling i lys av økende elektrifisering

  • Et offentlig utvalg er satt ned for å vurdere

    • tiltak for å redusere tiden det tar å utvikle og konsesjonsbehandle nye nettanlegg

    • prinsipper for å ivareta en samfunnsøkonomisk utvikling av strømnettet i en tid med stor usikkerhet om forbruksutviklingen

    • mulige forbedringer i systemet med tilknytningsplikt

  • Vurdere muligheten for å effektivisere konsesjonsbehandlingen av nettanlegg innenfor dagens regelverk

  • Utrede brukerbetaling for konsesjonsbehandling

  • Videreføre prosjektet «digital KSU»

Legge til rette for framtidig elektrifisering uten at forsyningssikkerheten for kraft svekkes

  • Utrede

    • hvordan en større elektrifisering påvirker forsyningssikkerhet og effektbehov

    • hvordan vi i tiden framover kan ivareta og videreutvikle kraftsystemets fleksibilitet og reguleringsevne når tilgangen på ny regulerbar produksjon er begrenset

  • Bedre samspillet mellom kraftsystem, fjernvarmesystem og mulighetene for forbrukerfleksibilitet

Forskning og utvikling som grunnlag for framtidens energisystem

  • Fortsette satsingen på energiforskning for optimal ressursutnyttelse, høyest mulig verdiskaping og næringsutvikling

For å legge til rette for framtidig elektrifisering har regjeringen bedt Norges vassdrags- og energidirektorat (NVE), i samarbeid med Statnett, vurdere hvordan en større elektrifisering påvirker forsyningssikkerhet og effektbehov, det vil si kraftsystemets evne til å opprettholde kortsiktig balanse mellom forbruk og tilgang i kraftforsyningen. Det er nødvendig å vurdere hvordan kraftsystemets fleksibilitet og reguleringsevne kan ivaretas og videreutvikles framover når tilgangen på ny regulerbar produksjon er begrenset.

Boks 3.4 Regjeringens klimaplan

I Klimaplan for 2021-2030 la regjeringen fram en plan for å innfri regjeringens mål om 45 pst. kutt i de norske ikke-kvotepliktige utslippene innen 2030. Flere av de planlagte utslippskuttene forventes å komme fra omlegging fra fossil energi til energibærere basert på fornybar energi eller gjennom energieffektivisering. Dette vil medføre økt etterspørsel etter elektrisitet, bioenergi (herunder biodrivstoff) og andre energibærere. Klimaplanen kan særlig medføre økt etterspørsel etter elektrisitet til transport. Gradvis økning i CO2-avgiften til 2 000 kroner per tonn CO2 i 2030, sammen med krav om bruk av lav- og nullutslippsteknologi og økt bruk av klimakrav i offentlige innkjøp, forventes å påskynde overgangen til elektriske kjøretøy og andre nullutslippskjøretøy. Dette kommer i tillegg til en fortsatt økning i bruken av elektriske kjøretøy, som følge av eksisterende politikk. Økningen i CO2-avgiften forventes også å øke etterspørselen etter kraft i den delen av industrien som ikke er med EUs kvotesystem. Utfasingen av fossile brensler til oppvarming av bygg har allerede kommet langt, men økt CO2-avgift kan bidra til noe ytterligere elektrifisering.

3.3 Elektrifisering i Norge

3.3.1 Status for elektrifisering i Norge

Elektrifisering av energibruken er en utvikling som preger de fleste land, ettersom økende velferd og teknologiutvikling legger til rette for bruk av strøm på nye områder. Elektrifisering kan forstås som overgangen fra fossil energi til elektrisk kraft, men i bredere forstand inkluderer elektrifisering også bruk av kraft til nye formål, som nye verdikjeder basert på elektrisitet, jf. kapittel 4.

Elektrifiseringsgraden angir andelen av energibruken som dekkes av elektrisitet. I Norge har elektrifiseringsgraden ligget stabilt i overkant av 50 pst. siden 1990. I 2019 var den 54 pst., noe som er høyt i europeisk sammenheng, jf. figur 3.4. Norges høye elektrifiseringsgrad skyldes hovedsakelig en utstrakt bruk av elektrisitet til oppvarming av bygg, der andre land i større grad bruker fjernvarme, bioenergi, gass og fyringsolje. I årene framover forventes det en økning av den totale elektrifiseringsgraden i Norge, blant annet som følge av elektrifisering av transportsektoren. Elektrisitet er mer effektivt i anvendelse enn de fleste andre energibærere, og innebærer normalt en betydelig energieffektivisering av energibruken.

Figur 3.4 Elektrifiseringsgrad i ulike land i 2019, basert på sluttbruk av energi.1

Figur 3.4 Elektrifiseringsgrad i ulike land i 2019, basert på sluttbruk av energi.1

1 Energisektorens eget forbruk av energi er ikke inkludert i statistikk for sluttforbruk av energi. Energisektoren inkluderer olje- og gassnæringen, fjernvarme og eget forbruk i kraftverk. Når energisektoren inkluderes, vil den norske elektrisitetsandelen være 10 pst. lavere. Dette er fordi det er mye energibruk i energisektoren som ikke er elektrifisert, hovedsakelig i produksjon av olje og gass.

Kilde: SSB (2020) og Eurostat (2020).

Figur 3.5 viser sammensetningen og størrelsen på energibruk i ulike sektorer i Norge. Samlet energibruk i Norge var 316 TWh i 2019. Sammensetningen av energibruken har endret seg de siste tiårene. Det har vært nedgang i forbruket av fyringsolje i bygg og industri og i forbruk av fossilt drivstoff i transport. Samtidig har det vært en økning i bruk av fjernvarme, strøm og biodrivstoff. Elektrisitet har likevel vært den dominerende energibæreren gjennom hele perioden.

Figur 3.5 Norsk energibruk i 2019.

Figur 3.5 Norsk energibruk i 2019.

Kilde: SSB (2020).

Figur 3.6 Rockwools steinullsfabrikk i Moss.

Figur 3.6 Rockwools steinullsfabrikk i Moss.

Fotograf: Fredrik Warbo.

Kilde: AS Rockwool.

Industri og bergverk

Industrien omfatter mange forskjellige typer næringer med ulike energibehov. Elektrisitet er den mest brukte energivaren. Industrien brukte 45 TWh kraft i 2019. Elandelen var på om lag 65 pst. I landbasert industri har det vært en økning i kraftforbruket på 1,5 TWh siden 2015. Mye av dette kan tilskrives oppstart av det nye testanlegget for aluminium ved Hydro Karmøy.

Ikke all energibruk i industrien kan elektrifiseres. Å produsere varme eller damp til industrien kan typisk erstattes direkte med elektrisitet, enten ved å gjøre elektrisitet til varme eller ved å gå over til elektriske maskiner og utstyr. Energivarer som inngår som råstoff eller som reduksjonsmiddel i metallindustrien, kan i mindre grad erstattes ved å ta i bruk elektrisitet direkte. Samtidig kommer det nå nye prosjekter med utprøving av nye løsninger. Rockwools steinullsfabrikk i Moss har gått over fra å bruke koks i produksjonen til å installere en ny elektrisk smelteovn, noe som reduserer utslippene med om lag 80 pst. Det er Rockwools egne ingeniører som har utviklet ovnen, som er den aller første i sitt slag. Enova har støttet prosjektet med 101,5 mill. kroner.

For industrien er det også aktuelt å utnytte spillvarme, jf. kapittel 3.4.3. Høytemperatur spillvarme kan i noen tilfeller utnyttes til produksjon av elektrisitet. Blant annet har Elkem, ved sitt silisiumverk i Salten, etablert et energigjenvinningsanlegg som utnytter 28 pst. av totalt energiforbruk ved anlegget. Varme fra anlegget vil konverteres til elektrisitet og vil årlig levere 270 GWh.

Husholdninger og tjenesteytende næringer

Husholdninger og tjenesteytende næringer er sektorene med høyest andel elektrisitet. Totalt ble det brukt 66 TWh kraft i husholdninger og tjenesteytende næringer i 2019. I begge sektorer er oppvarming, belysning og drift av elektrisk utstyr en stor del av energibruken. I husholdningene ble 85 pst. av energibruken dekket med elektrisitet. I tjenesteytende næringer lå elandelen på 71 pst. Elandelen i tjenesteytende næringer har gått litt ned de siste årene, særlig grunnet økt bruk av fjernvarme.

Forbud mot bruk av fyringsolje trådte i kraft 1. januar 2020, og bidrar til økt bruk av elektrisitet og andre energibærere. Fram til forbudet trådte i kraft ga Enova støtte til utskiftinger av over 15 000 oljekaminer og oljefyrer gjennom Enovatilskuddet. Over halvparten av disse ble byttet ut med varmepumper.

Datasentre inngår i statistikken for tjenesteytende næringer, og brukte i 2019 0,6 TWh elektrisitet.

Transport

Kraftforbruket i transportsektoren var 0,6 TWh i 2019, tilsvarende en elandel i energibruken å 1,2 pst. I denne kategorien telles ikke hjemmelading av elbiler, som kategoriseres under husholdninger. Det samlede elforbruket i transportsektoren, inkludert hjemmelading, var ifølge NVE 1,4 TWh i 2019.

På verdensbasis ligger Norge langt framme i elektrifiseringen av transportsektoren. Ved utgangen av 2015 var det 70 000 elbiler i Norge. Ved utgangen av 2020 var dette økt til nærmere 350 000 elbiler, og elbiler utgjorde samme år 53 pst. av nybilsalget av personbiler. Elbiler utgjør i dag om lag 9 pst. av alle kjøretøyene i Norge.

Norge er verdensledende i utviklingen av elektriske ferger, og det planlegges mange elektriske bilferger i ulike deler av landet, jf. figur 3.7. I 2015 ble verdens første helelektriske bilferge «Ampere» satt i drift mellom Lavik og Oppedal. I mars 2021 ble verdens største elektriske bilferge satt i drift for rutetrafikk mellom Moss og Horten.

Figur 3.7 Elektriske bilferger i Norge.

Figur 3.7 Elektriske bilferger i Norge.

Kilde: Norsk klimastiftelse/Mapbox/OpenStreetMap (2021).

Figur 3.8 Verdens største hel-elektriske ferge «Bastø Electric».

Figur 3.8 Verdens største hel-elektriske ferge «Bastø Electric».

Foto: Bastø Fosen.

Fiske og landbruk

Energibruken i fiske og landbruk utgjorde 5,4 TWh i 2019. I fiske og landbruk brukes det energi til maskiner, redskaper og fartøy som ikke inkluderes i transportsektoren. Kraftforbruket i fiske og landbruk utgjorde 2,1 TWh, og elandelen var 39 pst.

Det er mange eksempler på at fiskeoppdrett i økende grad elektrifiseres. Oppdrettsanlegget på Loddetå i Sveio helt sør i Vestland fylke, blir verdens første anlegg som kutter all bruk av fossilt drivstoff når anlegget er gått over til helelektrisk drift. Pilotanlegget har vært under uttesting siden våren 2018, og anlegget ble åpnet sommeren 2020. Våren 2020 ga NVE konsesjon til Nordlaks Oppdrett AS for et elektrisk anlegg til det nye fiskeoppdrettsanlegget Havfarm 1 i Hadsel kommune i Nordland fylke. Anlegget elektrifiseres ved at det bygges en 7,2 km lang sjøkabel fra land og ut til oppdrettsanlegget og en transformator om bord i oppdrettsanlegget.

Bygg og anlegg

Energibruken i bygg- og anleggssektoren utgjorde 4,1 TWh i 2019. Også i bygg og anlegg brukes det energi til maskiner og redskaper som ikke er inkludert i transportsektoren. Kraftforbruket i bygg og anlegg utgjorde 1,4 TWh i 2019, og elandelen var 35 pst.

Den første utslippsfrie anleggsplassen kom på plass i Oslo kommune i 2019, blant annet ved bruk av elektriske gravemaskiner. Flere anleggsplasser tar nå i bruk elektriske anleggsmaskiner. I oppgraderingen av Kirkeveien i Asker sentrum benyttes flere elektriske anleggsmaskiner, både gravemaskiner, betongbil og betongpumpebil. Det er det første fossilfrie pilotprosjektet i Asker kommune.

Energisektoren

Energisektoren inkluderer olje- og gassnæringen, fjernvarme og eget forbruk i kraftverk. I 2019 var energibruken i denne sektoren 73,2 TWh, hvorav 58,5 TWh var gass. En stor andel av gassen benyttes til utvinning av olje og gass. Energisektoren brukte 10,5 TWh strøm i 2019. Dette tilsvarer en elektrisitetsandel på 14 pst. av sektorens samlede energibruk.

Petroleumssektoren står for den største delen av kraftforbruket i energisektoren. Kraftforbruket har økt betydelig siden 2000-tallet, jf. figur 3.9. I 2019 utgjorde kraftforbruket i petroleumssektoren i overkant av 4 TWh, tilsvarende en elandel på 7 pst. I 2020 var kraftforbruket økt til 5 TWh. Det er i dag 20 olje- og gassfelt på norsk kontinentalsokkel som drives helt eller delvis med kraft fra land, eller hvor kraft fra land-løsninger er besluttet, jf. kapittel 5.3. I tillegg drives landanleggene på Kollsnes og Nyhamna med kraft fra nettet.

Figur 3.9 Kraftbehov på norsk sokkel i drift eller besluttet, fra 1996 til 2020.

Figur 3.9 Kraftbehov på norsk sokkel i drift eller besluttet, fra 1996 til 2020.

Kilde: OD (2021) og NVE (2021).

3.3.2 Framtidig elektrifisering øker kraftforbruket

Elektrisitet tas i bruk i stadig større omfang i både husholdninger, næringsliv og industri. I årene som kommer vil flere sektorer i norsk økonomi erstatte bruk av fossil energi med fornybar energi. Teknologiutvikling og fallende kostnader gjør elektrifisering lønnsomt i nye anvendelser. Et bredt sett av rammebetingelser og tiltak legger til rette for ytterligere elektrifisering, jf. boks 3.2.

Elektrifisering gir effektivisering av energibruken, men øker samtidig kraftforbruket. Omfanget av elektrifisering vil derfor påvirke veksten i kraftforbruket i Norge både regionalt og nasjonalt. Anslag på forbruksutviklingen avhenger også av andre utviklingstrekk, og er derfor usikre både i tid og omfang.

Utviklingen i den norske elandelen de siste tiårene viser at elektrifiseringen skjer gradvis. Dette vil trolig prege utviklingen også i årene framover. I dag er det allerede en høy andel elektrisitet i energibruken i de næringer og til de formål der elektrisitet er billigst, ut fra dagens rammebetingelser.

I de fleste tilfeller er det opp til den enkelte aktør å velge elektrisitet når dette er mest lønnsomt. Utviklingen i framtidige kraftpriser er viktig for lønnsomheten av å ta i bruk elektrisitet i framtiden. For mange anvendelser er imidlertid kostnader ved nettinfrastruktur, teknologi, krav til nedbetalingstid, skatter og avgifter og prisen på andre energibærere, avgjørende for muligheten og lønnsomheten ved å ta i bruk elektrisitet.

NVE har vurdert hva som påvirker lønnsomheten av elektrifisering i ulike anvendelser. I transportsektoren viser analysene at det i all hovedsak er investeringskostnaden som har betydning for den privatøkonomiske merkostnaden sett opp mot fossile alternativer. Teknologiutvikling gjør at investeringskostnaden for elektriske kjøretøy er forventet å falle i alle segmenter. Dette kan innebære at kostnaden for elektrifiseringstiltak i transportsektoren vil falle over tid. Ved elektrifisering av fossilt forbruk i industri, for eksempel i produksjon av varmt vann og damp, kan det i større grad være prisforholdet mellom de ulike energivarene og størrelsen på energieffektiviseringsgevinsten, som har betydning. Dette er særlig tilfellet i anvendelser der investeringskostnaden er relativt liten sammenlignet med årlige energikostnader.

Deler av energibruken kan vanskelig elektrifiseres, for eksempel forbruket i kraftintensiv industri som går til råstoff eller brukes som reduksjonsmiddel. Over tid kan også andre teknologier og løsninger være mer kostnadseffektive enn elektrisitet, eventuelt i kombinasjon med elektrisitet. For eksempel kan det ligge til rette for å utnytte spillvarmeressurser i egen virksomhet eller nærliggende industri i enkelte tilfeller. Utviklingen i andre teknologier og løsninger vil påvirke lønnsomheten og muligheten for å ta i bruk elektrisitet i årene framover.

For prosjekter som omhandler kraft fra land i petroleumssektoren, er det mer sammensatt hvilke faktorer som påvirker lønnsomheten av å ta i bruk elektrisitet, jf. kapittel 5.3.

Boks 3.5 Norsk strømbruk har lave klimaavtrykk

Figur 3.10 Klimaavtrykk av norsk strømforbruk.

Figur 3.10 Klimaavtrykk av norsk strømforbruk.

Kilde: NVE (2020).

NVE har på oppdrag fra Olje- og energidepartementet utviklet en metode for å beregne klimadeklarasjon for fysisk levert strøm i Norge. Klimadeklarasjonen skal søke å gi et bilde av klimaavtrykket av norsk strømbruk. Norge har en strømproduksjon som i all hovedsak er fornybar, men som samtidig er bundet sammen med andre lands kraftforsyning gjennom overføringsforbindelser til nordiske og europeiske land. Over året vil derfor Norge importere og eksportere kraft til andre land vi er tilknyttet.

NVEs beregning av klimaavtrykket i norsk strømbruk tar hensyn til at Norge utveksler strøm med landene rundt og inkluderer også klimagassutslipp fra importert strøm. Bruk av strøm har ingen direkte utslipp, men strømmen kan være produsert med ulike energikilder som har ulik klimapåvirkning. NVEs beregning tar utgangspunkt i kunnskap om sammensetningen av produksjon i Norge og i de landene vi utveksler strøm med. Klimadeklarasjon for fysisk levert strøm 2019 viser at klimagassutslippet knyttet til å bruke strøm i Norge er lavt, også når man tar hensyn til at vi utveksler strøm med våre naboland.

En stor andel av strømmen Norge importerer kommer fra utslippsfri kraftproduksjon. I 2019 ble 94 pst.1 av det norske strømforbruket dekket av fornybar strøm. Det gjennomsnittlige direkte klimagassutslippet knyttet til å bruke strøm i Norge dette året var derfor kun 17 gram CO2-ekvivalenter per kilowattime. Til sammenligning har EU de siste årene hatt en tilsvarende CO2-faktor for strømforsyningen på rundt 300 gram CO2-ekvivalenter per kilowattime.

1 For 2020 var andelen fornybar kraftproduksjon beregnet til 98 prosent. Andel fornybar kraftproduksjon varierer fra år til år som følge av variasjoner i tilsig og vindforhold.

3.3.2.1 Veksten i elforbruket fram til 2030 og 2040

Utviklingen i nivået på og sammensetningen av framtidig energibruk, herunder bruk av elektrisitet, er usikker og henger tett sammen med utviklingen i norsk økonomi. Aktivitetsnivå i ulike sektorer, befolkningsvekst, teknologisk utvikling, priser på viktige innsatsfaktorer og konkurranseforholdet til utlandet er eksempler på faktorer som vil påvirke utviklingen.

Flere analysemiljøer og aktører gjør anslag på utviklingen i framtidig kraftforbruk i Norge. I kraftmarkedsanalyser må det gjøres forutsetninger om viktige størrelser som tilbud, etterspørsel, nettforhold, pris på klimagassutslipp og politikk. Disse forutsetningene varierer med forskjellige analysemiljøers faglige vurderinger. De fleste forbruksanslagene har ikke koplinger mot modeller til framtidig utvikling i norsk økonomi.

Det siste året har mange ulike aktører utarbeidet anslag på kraftbehovet framover, herunder NVE, Statnett, LO, NHO, Prosess 21, Norwea m.fl., jf. figur 3.11. Enkelte av anslagene tar utgangspunkt i hvor mye kraft som skal til for å oppnå et spesifikt mål. Andre anslag ser på utvikling i kraftforbruk med utgangspunkt i dagens virkemidler. Anslagene illustrerer at usikkerheten er større jo lenger fram i tid en skal vurdere forbruksendringer.

I NVEs langsiktige kraftmarkedsanalyse for 2020 viser basisbanen en utvikling basert på dagens politiske virkemidler. I dette alternativet er det anslått at kraftforbruket øker fra dagens nivå på 137 TWh til 155 TWh i 2030 og videre til 163 TWh i 2040. Dette er vist som den midterste røde linjen i figur 3.11. Utviklingen i NVEs basisbane er basert på elektrifisering av transport og deler av petroleumssektoren, samt en moderat vekst i nye kraftkrevende næringer som datasentre og hydrogenproduksjon.

I NVEs langsiktige kraftmarkedsanalyse er det også vurdert andre alternativ for utviklingen i kraftforbruket. I høy bane er det lagt til grunn en større elektrifisering av industrien i Norge, og at flere innretninger i petroleumssektoren enn de modne prosjektene blir elektrifisert i årene framover. NVEs høye bane for forbruk er illustrert i den øverste røde linjen i figur 3.11. I dette alternativet er det også lagt til grunn en langt sterkere vekst i kraftforbruket til datasentre og produksjon av hydrogen enn i basisbanen.

Figur 3.11 illustrerer at det er et betydelig utfallsrom for utviklingen, avhengig av forutsetninger. NVEs bane for høyt forbruk sammenfaller med andre framskrivninger som legger til grunn en rask og omfattende elektrifisering og mange nye kraftintensive anlegg. Samtidig vil nivået som forutsettes på forbruksveksten, også påvirke kraftprisen og behovet for investeringer i nett. Sammen med den økonomiske utviklingen framover, vil dette påvirke hvor mange av prosjektene som blir realisert.

Figur 3.11 Historisk temperaturkorrigert forbruk og anslag for norsk kraftforbruk mot 2040, fra utvalgte rapporter og innspill. Anslag med lik farge er ulike scenarioer fra samme analysemiljø.

Figur 3.11 Historisk temperaturkorrigert forbruk og anslag for norsk kraftforbruk mot 2040, fra utvalgte rapporter og innspill. Anslag med lik farge er ulike scenarioer fra samme analysemiljø.

Kilde: NVE (2021), NVE (2020), Prosess21 (2020), Statnett (2020), Thema (2020), Industripolitisk plattform (2020).

Det siste året har flere nye prosjekter kommet lengre i utvikling mot realisering, enn det NVE la til grunn i sin langsiktige kraftmarkedsanalyse fra 2020. Yara planlegger å redusere klimagassutslippene ved fabrikken i Porsgrunn ved hjelp av hydrogen produsert fra elektrisitet, flere felt på sokkelen ønsker å bruke kraft fra land og det er større interesse fra for eksempel batterifabrikker om å etablere seg i Norge. NVE har sett en stor økning i henvendelser og konsesjonssøknader for nettanlegg, som utløses av økt kraftforbruk. Samtidig er det usikkert hvor mange av disse initiativene som faktisk vil bli etablert.

Det er i dag høy aktivitet i næringen for å redusere utslippene fra petroleumsvirksomheten og nye kraft fra land-prosjekter er i planleggingsfasen, jf. kapittel 5.3. Flere kraft fra land-prosjekter gir økt etterspørsel etter kraft fra overføringsnettet. Vedtatte planer om kraft fra land vil øke kraftforbruket til 7,9 TWh i 2024. Selv med denne økningen vil kraftforbruket fra petroleumsvirksomheten kun utgjøre rundt 5 pst. av det norske kraftforbruket. De unngåtte utslippene som følge av gjennomførte og besluttede kraft fra land-løsninger, vil i 2024 være 3,8 mill. tonn CO2 per år. Hvor mange felt som vil ha kraftforsyning fra land i framtiden er usikkert. Kraft fra land-løsninger er store, kompliserte prosjekter som det tar lang tid å planlegge og gjennomføre. Sammenliknet med bruk av gassturbiner for produksjon av kraft og varme, medfører kraft fra land-løsninger normalt betydelig høyere kostnader, jf. kapittel 5.3.1.

Boks 3.6 Vekst i elforbruket

Selv om det forventes en sterkere vekst i kraftforbruket i Norge de neste tiårene, har veksten vært større før. Fra 1960 til år 2000 ble kraftforbruket i Norge firedoblet, fra 31 TWh til 124 TWh. Kraftkrevende industri vokste i takt med utbygging av vannkraften i Norge. Oppvarming i boliger og yrkesbygg ble elektrisk, og det kom stadig flere elektriske apparater inn i norske hjem og arbeidsplasser. Fra årtusenskiftet stoppet veksten i kraftforbruket opp. Fjernvarme ble bygd ut og dekket en stadig større andel av oppvarmingsbehovet i boliger og yrkesbygg. Fra midten av 2000-tallet startet i tillegg en nedgang i treforedling og i metallindustrien, der bunnen ble nådd under finanskrisen i 2009. Petroleumsnæringen vokste fram som en ny kraftkrevende næring fra slutten av 2000-tallet. Gassanlegget på Nyhamna startet opp i 2007 og gassanlegget på Melkøya i 2009, som i perioder henter kraft fra nettet. I tillegg har flere nye felt på sokkelen fått kraft fra land.

3.3.3 Elektrifisering og kraftsystemet

Elektrifisering øker kraftforbruket og vil gjennom dette påvirke flere forhold i kraftsystemet: kraftbalansen og prisene på kraft, behovet for overføringsnett og effektbalansen. Samtidig kan virkningene på priser og kraftsystemet ikke ses uavhengig av de generelle utviklingstrekkene i kraftsystemene i Norge og i landene rundt oss.

En gradvis utvikling i retning av høyere elektrisitetsbruk kan normalt håndteres gjennom kraftmarkedets funksjonsmåte. Norge har et velfungerende kraftmarked der tilbud og etterspørsel etter kraft samspiller basert på prissignaler. Når kraftforbruket i et område med begrenset nettkapasitet øker, uten at produksjons- eller nettkapasiteten samtidig endrer seg, vil kraftprisen i området blir høyere. Høyere kraftpriser bidrar til at flere investeringer i ny kraftproduksjon blir lønnsomme og til å dempe kraftforbruket.

Utfordringene for kraftsystemet kan imidlertid øke dersom det samtidig skal legges til rette for økt kraftforbruk på sokkelen, en stor elektrifisering av transportsektoren, etablering av større batterifabrikker, datasentre og økt hydrogenproduksjon.

3.3.3.1 NVEs analyser av virkningene av elektrifiseringstiltak

I 2020 ble det lagt fram tre myndighetsrapporter som undersøkte konkrete elektrifiseringstiltak i transport, landbasert industri og i petroleumsnæringen.

Miljødirektoratet, i samarbeid med en rekke direktorater, leverte i 2020 rapporten Klimakur 2030. I rapporten utredes mulige tiltak som kan redusere ikke-kvotepliktige utslipp med minst 50 pst. i 2030 sammenlignet med 2005. NVE og Miljødirektoratet anslår at elektrifiseringstiltakene for transport i Klimakur3 kunne øke kraftforbruket i Norge med 5,2 TWh i 2030. NVE anslår et økt effektbehov på rundt 600 MW som følge av tiltakene, basert på usikre antakelser om blant annet lademønster. I Klimakur 2030 studeres også konvertering fra fossil energi til elektrisitet innen ikke-kvotepliktig industri. NVE og Miljødirektoratet anslår at elektrifiseringstiltakene i Klimakur innen transport og ikke-kvotepliktig industri totalt vil kunne øke kraftforbruket med 5,8 TWh i 2030.

Oljedirektoratet, i samarbeid med NVE, Miljødirektoratet og Petroleumstilsynet, utarbeidet i 2020 en oppdatert studie om kraft fra land til norsk sokkel. De modne og umodne kraft fra land-prosjektene i studien har et effektbehov på 700 MW, og et samlet kraftforbruk på opp mot 5,1 TWh. For de modne prosjektene er investeringsbeslutning relativt nært forestående.4 De umodne prosjektene krever ytterlige utredninger før det kan tas en investeringsbeslutning.

NVE gjennomførte i 2020 også en studie av de teknologiske mulighetene for elektrifisering av de største landbaserte industrianleggene i Norge. Denne studien omfattet både gassanlegg5 og oljeraffinerier i petroleumssektoren og kraftintensive bedrifter innen metallindustrien, kjemisk industri og mineralsk industri. I kartleggingen vurderte NVE muligheten for elektrifisering ut fra anlegg som kan elektrifisere med utgangspunkt i kjent teknologi, og mulighetene i anlegg som krever ny teknologi. Totalt vil de fem elektrifiseringstiltakene i rapporten som ikke forutsetter helt ny teknologi, medføre et samlet effektbehov på litt over 1 200 MW. Det innebærer et årlig forbruk på 10 TWh.

I samlestudien Elektrifiseringstiltak i Norge – Hva er konsekvensene for kraftsystemet? har NVE vurdert effektene på kraftsystemet av elektrifiseringstiltakene i de tre ovennevnte rapportene. I studien legges det til grunn elektrifiseringstiltak tilsvarende et kraftbehov på 5,8 TWh i 2030 fra Klimakur, 6,5 TWh kraftforbruk fra nye kraft fra land-prosjekter i 2030 og 10 TWh økt kraftforbruk i eksisterende landbasert industri i 2030. Hvis alle elektrifiseringstiltakene i NVEs samlestudie gjennomføres, vil de isolert sett øke det årlige norske kraftforbruket med 23 TWh fram til 20406, se figur 3.12. Av dette inngår allerede 8 TWh i 2030 og 10 TWh i 2040 i basisbanen i NVEs langsiktige kraftmarkedsanalyse for 2020.

Figur 3.12 Anslått geografisk fordeling av kraftforbruk i NVEs samlestudie Elektrifiseringstiltak i Norge (2020).

Figur 3.12 Anslått geografisk fordeling av kraftforbruk i NVEs samlestudie Elektrifiseringstiltak i Norge (2020).

Kilde: NVE (2020).

NVEs samlestudie konkluderer med at det er mulig å gjennomføre de analyserte elektrifiseringstiltakene i transport, landbasert industri og på norsk sokkel uten at det oppstår lange perioder med knapphet på elektrisitet eller svært høye priser. Denne analysen forutsetter en gradvis utbygging av kraftproduksjon og forbruksvekst som framskrevet i NVEs langsiktige kraftmarkedsanalyse for 2020. Med disse forutsetningene viser analysen at Norge fortsatt vil ha overskudd av kraft i et normalår.

De beregnede virkningene av elektrifiseringstiltakene på kraftprisen må ses i forhold til utgangspunktet, illustrert i figur 3.13. For å studere den isolerte virkningen av elektrifiseringstiltakene er alle, også planlagte og vedtatte elektrifiseringstiltak som ligger i NVEs basisbane, tatt ut. I banen uten elektrifiseringstiltak faller norske kraftpriser gradvis som følge av et stort og vedvarende overskudd på kraft i både Norge og Norden. Dette vil gi perioder med svært lave priser, spesielt i år med høye tilsig og stor vindkraftproduksjon. Elektrifiseringstiltakene innebærer at overskuddet reduseres. Dette gir isolert sett høyere kraftpriser i Norge, spesielt i områdene med store overskudd på kraft før elektrifiseringstiltakene. Gjennomsnittlig kraftpris i 2030 og 2040 er henholdsvis ca. 7 og 10 øre/kilowattime høyere med elektrifiseringstiltakene enn uten elektrifiseringstiltakene. Kraftprisene med elektrifiseringstiltakene er i et år med gjennomsnittlige værforhold anslått til 43 øre/kilowattime i 2030 og 45 øre/kilowattime i 2040. Denne beregningen sammenfaller i større grad med prisutviklingen i basisbanen i NVEs langsiktige kraftmarkedsanalyse, jf. figur 3.13. Til sammenlikning er kraftprisen så langt i 2021 (t.o.m. uke 22) 42 øre per kWh. Prisøkningen av de studerte elektrifiseringstiltakene varierer mellom de ulike prisområdene i Norge. Prisøkningen er størst i Nord-Norge, men denne regionen vil fortsette å ha de laveste prisene i landet.

Figur 3.13 Historiske gjennomsnittlige kraftpriser for Norge og anslåtte kraftpriser med og uten nye elektrifiseringstiltak1, NVEs samlestudie Elektrifiseringstiltak i Norge (2020). ). Basisbanen fra NVEs langsiktige kraftmarkedsanalyse (2020) i stiplet linje. ...

Figur 3.13 Historiske gjennomsnittlige kraftpriser for Norge og anslåtte kraftpriser med og uten nye elektrifiseringstiltak1, NVEs samlestudie Elektrifiseringstiltak i Norge (2020). ). Basisbanen fra NVEs langsiktige kraftmarkedsanalyse (2020) i stiplet linje. Foreløpig kraftpris for 2021, t.o.m. uke 22.

1 Anslåtte kraftpriser er et gjennomsnitt for Norge over 30 simulerte værår, øre/kilowattime. UNET-banen (UNET – uten nye elektrifiseringstiltak) inneholder ingen nye elektrifiseringstiltak utover de som allerede er investeringsbesluttet. UNET-banen inneholder en gradvis utbygging av kraftproduksjon basert på forutsetningene i NVEs Langsiktige Kraftmarkedsanalyse 2020.

Kilde: NVE (2020).

3.4 Et grunnlag for langsiktig elektrifisering – Nærmere om regjeringens elektrifiseringsstrategi

3.4.1 Lønnsom produksjon av fornybar energi

3.4.1.1 Kraftproduksjonen i Norge i dag

Som et av få land i verden har Norge en kraftproduksjon som i all hovedsak er utslippsfri og basert på fornybar energi, og som også i stor grad er regulerbar. Vannkraften er den største bidragsyteren til fleksibilitet i den norske kraftforsyningen.

I 2020 ble det til sammen satt i drift vann- og vindkraft tilsvarende 7,1 TWh. Ved utgangen av 2020 var det 6,2 TWh vind- og vannkraft under bygging i Norge.

Kraftforsyningen i Norge hadde ved inngangen av 2021 en samlet installert produksjonskapasitet på 37 680 MW og en normalårsproduksjon på 153 TWh. I 2020 satte Norge ny produksjonsrekord med en samlet kraftproduksjon på 154,2 TWh. God tilgang på vann i magasinene og økt vindkraftkapasitet var blant årsakene til den rekordhøye produksjonen.

Vannkraften utgjør ryggraden i det norske kraftsystemet. I dag står 1 681 vannkraftverk for om lag 90 pst. av den samlede norske normalårsproduksjonen. Ved inngangen til 2021 er vannkraftens produksjonsevne beregnet til 136,4 TWh og den installert kapasiteten i norske vannkraftverk er 33 003 MW.

75 pst. av vannkraftkapasiteten regnes som regulerbar. Det betyr at produksjonen, innenfor de konsesjonsvilkårene som er satt, løpende kan tilpasses til behovet i kraftforsyningen. Med over 1 000 vannmagasiner med en samlet kapasitet på om lag 87 TWh, har Norge halvparten av Europas samlede lagringskapasitet. Størsteparten av magasinene ble bygd før 1990. Oppgraderinger og utvidelser av kraftverkene har over tid økt evnen til å utnytte magasinene. I juni 2021 har NVE oppdatert anslagene på magasinenes lagringskapasitet med 200 GWh, til 87,2 TWh.

Økningen i vindkraftproduksjon har vært stor de senere årene. I 2020 ble det satt i drift 1 532 MW ny vindkraft. Dette var den største utbyggingen av vindkraft i hele Europa, og ga en økning i den årlige produksjonsevnen for vindkraft fra 7,8 til 13,1 TWh i løpet av ett år. Med dette utgjør vindkraften nå 8,6 pst. av samlet norsk normalårsproduksjon. Produksjonen fra vindkraft avhenger av vindforholdene, som kan variere mye mellom dager, uker og måneder. Ved inngangen til 2021 var det 53 vindkraftverk med totalt 1 164 turbiner i Norge. Dette tilsvarer en installert kapasitet på 3 977 MW. Utbyggingen av vindkraft i Norge har vært forankret i klare politiske føringer og vært stimulert gjennom både støtteordninger og gunstige avskrivingsregler.

Solkraft utgjør en mindre del av kraftforsyningen, men flere anlegg har blitt bygget de siste årene. I løpet av 2020 ble det installert rundt 40 MW ny solkraft i Norge, noe som økte samlet solkraftkapasitet til 160 MW.

Figur 3.14 Utbygging av ny kraftproduksjon i Norge. Ikke alt som er konsesjonsgitt blir nødvendigvis bygget.

Figur 3.14 Utbygging av ny kraftproduksjon i Norge. Ikke alt som er konsesjonsgitt blir nødvendigvis bygget.

Kilde: NVE (2021).

3.4.1.2 Stort potensial for lønnsom fornybar kraftutbygging

Det er fortsatt store muligheter til utbygging av fornybar kraftproduksjon i Norge. Mulighetene til å utnytte potensialet til samfunnsøkonomisk lønnsom kraftproduksjon avhenger av kostnadsutviklingen og perspektivene for kraftprisene fram i tid. En samfunnsøkonomisk god bruk av norske fornybarressurser må ta hensyn til konsekvenser for miljø og andre samfunnsinteresser ved utbygging, og forankres med gode prosesser lokalt og regionalt.

Fra regjeringen tiltrådte i 2013 til utgangen av første kvartal 2021, er det gitt konsesjon til i overkant av 16 TWh ny kraftproduksjon. Dette tilsvarer kraftforbruket til om lag én million husstander. Av dette er 7,8 TWh ny vannkraft, der 2 TWh er opprusting og utvidelse av eksisterende vannkraftverk. 8,3 TWh er vindkraft. De siste to årene er det ikke gitt konsesjoner til nye vindkraftverk.

Regjeringen vil legge til rette for fortsatt utbygging av samfunnsøkonomisk lønnsom fornybar kraftproduksjon i Norge. Konsesjonsbehandlingen skal bidra til at samfunnsøkonomisk lønnsomme fornybare kraftprosjekter kan realiseres, både innen vannkraft, vindkraft på land og til havs og solkraft.

Boks 3.7 Utbygging av energianlegg må avveies mot andre hensyn

Alle energianlegg vil ha større eller mindre ulemper knyttet til miljø-, samfunns- og nabovirkninger. Det kan gis konsesjon dersom prosjektet er samfunnsøkonomisk lønnsomt, det vil si at fordelene vurderes å være større enn ulempene. Konsesjonsmyndighetene skal derfor vurdere hvilke samlede nyttevirkninger og ulemper tiltakene har for samfunnet som helhet. Fordelene ved et energianlegg er typisk verdien av økt fornybar energiproduksjon og styrket forsyningssikkerhet. I konsesjonsbehandlingen av vannkraft, vindkraft og kraftledninger skal ulempene vektlegges gjennom konkrete vurderinger i den enkelte sak. Dersom fordelssiden er stor, tåler prosjektet større ulemper før det regnes som samfunnsøkonomisk ulønnsomt.

Vannkraft representerer en betydelig miljøpåvirkning i norske vassdrag. Et representativt utvalg av norske vassdrag er vernet gjennom verneplan for vassdrag. Gjennom revisjon av vilkår i eldre konsesjoner skal det legges til rette for miljøforbedringer i vassdrag med eksisterende reguleringer. For eksempel kan pålegg om minstevannføring ha stor betydning for friluftsliv og naturmangfold i og ved de regulerte vassdragene. Økt utnyttelse av vannkraftens reguleringsevne innebærer mer effektkjøring. De tilhørende raske endringene i vannføring og vannstand kan gi negative konsekvenser for fugl, fisk og bunndyr. Det vil derfor være viktig å avveie fordelene med effektkjøring mot ulempene for miljøet og andre brukerinteresser. Små kraftverk kan også påvirke det biologiske mangfoldet negativt, blant annet leve- og funksjonsområder, trekkveier og spredningskorridorer. Andre viktige hensyn for småkraft er for eksempel landskap, kulturminner og kulturmiljø, friluftsliv og reindrift.

Vindkraft påvirker en rekke ulike miljø- og samfunnsinteresser. Vindkraft er arealkrevende, og kan forstyrre og fragmentere leveområder for pattedyr og fugler og forringe sammenhengende naturområder. Et vindkraftverk med kraftledninger og øvrig infrastruktur påvirker fugler på ulike måter. Kollisjoner, tap av leveområder og fortrengning på grunn av forstyrrelser er aktuelle konsekvenser av utbygginger. Konfliktpotensialet for fugl avhenger av de ulike artenes livssyklus, adferd og bruk av områdene. Vindkraft kan gi negative virkninger for landskapet og påvirke naturopplevelsen. Andre samfunnsinteresser som berøres av vindkraft, kan typisk være friluftsliv, lokalsamfunn og naboer, forsvar, reindrift og elektronisk kommunikasjon. Ved konsesjonsbehandling av vindkraftverk til havs vil ulemper for naturmangfoldet som fisk, sjøpattedyr, bunnhabitat, sjø- og trekkfugl og flaggermus, være sentrale vurderinger. Videre vil hensynet til fiske, skipsfart og forsvarets aktivitet være sentralt i konsesjonsbehandlingen.

Nettanlegg bidrar til forsyningssikkerhet som er avgjørende for næringsliv og lokalsamfunn, men har samtidig negative virkninger for natur og andre arealinteresser. Sentrale hensyn i konsesjonsbehandling av kraftledninger er landskap, friluftsliv, kulturminner og kulturmiljø, landbruk, reindrift, reiseliv, naturmangfold, nærføring og bebyggelse.

3.4.1.3 Vannkraften skal bevares og videreutvikles

Vannkraften har lagt grunnlaget for at det norske kraftsystemet i dag har små utslipp, god forsyningssikkerhet og lave kostnader. Samtidig har vannkraftutbyggingen medført betydelige naturinngrep og har påvirket naturmangfoldet flere steder. Med økende andel varierende og uregulerbar produksjon i Norge og i landene rundt oss, vil verdien av den regulerbare vannkraften øke. Regjeringen ser det derfor som viktig å bevare og videreutvikle den norske vannkraften. Regjeringen vil samtidig legge til rette for miljøforbedringer i vassdrag med eksisterende vannkraftutbygging. De miljøforbedringer som kan oppnås må veies opp mot tap i utslippsfri kraftproduksjon, reguleringsevne og flomdempingskapasitet.

Det største potensialet for vannkraftutbygging er realisert og regjeringen mener det er viktig å bevare et representativt utvalg av den norske vassdragsnaturen. Verneplan for vassdrag ligger derfor i hovedsak fast. Vannkraften vil likevel kunne bidra med ny produksjon de neste tiårene. Økt tilsig som følge av endringer i klima, vil gi økt produksjon i allerede utbygde norske vannkraftverk. NVE anslår det gjenværende vannkraftpotensialet7 til 23 TWh. Hvor mye av dette potensialet som det er realistisk å bygge ut vil avhenge av blant annet prisutviklingen på kraft og hensyn til viktige miljøverdier. Potensialet inkluderer både nye utbygginger og opprusting og utvidelser. Det teknisk-økonomiske potensialet for opprusting og utvidelse av eksisterende vannkraftverk er anslått av NVE til 7,6 TWh. Andre studier kan vise større potensial, men legger til grunn andre forutsetninger.

Det er i dag 344 ulike vannkraftprosjekter, tilsvarende en årlig produksjon på 3,6 TWh, som har fått konsesjon eller fritak for konsesjon, som ikke har påbegynt bygging.

NVE legger til grunn i sin langsiktige kraftmarkedsanalyse fra 2020, at vannkraftens produksjonsevne vil øke med 7 TWh til 2030 og ytterligere 3 TWh til 2040. Økningen kan komme gjennom realisering av opprustning- og utvidelsesprosjekter, utbygging av småkraft, og gjennom økte tilsig til vannkraftverkene.

Vannkraftsektoren vil i årene framover ha behov for betydelige reinvesteringer i eldre kraftverk dersom dagens produksjonskapasitet skal opprettholdes over tid. De samlede rammebetingelsene som vannkraften står overfor, bør ikke svekke selskapenes insentiv til samfunnsøkonomisk lønnsomme investeringer. Regjeringen har gjennomført en skatteendring med omlegging av grunnrenteskatten til kontantstrømskatt. Endringen innebærer at kraftforetakene kan utgiftsføre nye investeringskostnader umiddelbart, noe som tilfører kraftforetakene betydelig likviditet når de investerer. Skattesystemet legger til rette for lønnsomme investeringer i norsk vannkraft, både i nye kraftverk og i opprustning og utvidelser av eksisterende kraftverk.

I konsesjonsbehandlingen vil regjeringen vektlegge vannkraftens evne til å produsere når behovet er størst. I arbeidet med revisjoner av eldre vassdragskonsesjoner, der hovedformålet er forbedring av miljøforholdene i regulerte vassdrag, må også verdien av regulerbarhet og fleksibilitet tillegges betydelig vekt. For kraftverk med utløp i elv vil det være spesielt viktig å veie behovet for fleksibilitet opp mot hensynet til vassdragsmiljøet. Regjeringen vil fortsatt legge til rette for å utløse lønnsomme prosjekter for opprustning og utvidelse, og prioritere slike prosjekter i konsesjonsbehandlingen.

Boks 3.8 Vannkraften gir nødvendig fleksibilitet

Statnett har på oppdrag av Olje- og energidepartementet vurdert verdien av regulerbar vannkraft og betydningen vannkraften har i kraftsystemet i dag og i framtiden, jf. Statnett rapport Verdien av regulerbar vannkraft fra mars 2021 (dok 20/00565).

«Vannkraften utgjør i dag vårt fremste virkemiddel for å sikre stabilitet i kraftforsyningen, og det er nesten utelukkende den regulerbare vannkraften som sørger for balanseringen av det norske kraftsystemet. Med de omfattende endringene som kommer, forventer vi at fleksibiliteten blir enda viktigere og mer verdifull i framtiden.
Økt elektrifisering, mer variabel fornybar produksjon og flere mellomlandsforbindelser medfører at vi vil få større og hyppigere ubalanser mellom produksjon og forbruk i kraftsystemet. Vi får et mer komplekst og integrert kraftsystem, med resulterende større konsekvenser når ting feiler. Tilgjengelig fleksibilitet er en forutsetning for å kunne drifte kraftsystemet på en sikker og effektiv måte også i framtiden.
Vi står overfor store endringer, og det er usikkert hvor vanskelige de mest utfordrende timene kommer til å bli. Regulerbar vannkraft utgjør i dag det fremste virkemiddelet for en effektiv balansering av kraftsystemet, og muliggjør en høy utnyttelse av eksisterende nett.»

3.4.1.4 En langsiktig og bærekraftig utbygging av vindkraft på land

Norge har store vindkraftressurser som kan brukes til fornybar kraftproduksjon. For at vi skal kunne ta disse ressursene i bruk også på lang sikt, må utbyggingen skje i et tempo og omfang som ikke gir for store negative virkninger for befolkningen og viktige miljø- og samfunnsinteresser. Regjeringen vil fortsatt legge til rette for en langsiktig utvikling av lønnsom vindkraft på land i Norge, i tråd med forslagene i Meld. St. 28 (2019–2020) Vindkraft på land, og Stortingets behandling av denne, jf. Innst. 101 S (2020–2021). Stortinget fattet ved behandlingen av meldingen flere anmodningsvedtak som regjeringen følger opp. Regjeringen har startet arbeidet med å utrede hvordan endringene i konsesjonsbehandlingen kan gjennomføres på en best mulig måte, og vil på sikt gjenoppta konsesjonsbehandlingen av vindkraft på land etter at framtidig lovgrunnlag er avklart. Det er ikke realistisk at forslag om lovendringer kan legges fram for Stortinget før tidligst våren 2022. Regjeringen varslet i Revidert nasjonalbudsjett 2021 at det tas sikte på å innføre en moderat produksjonsavgift på vindkraftverk fra 2022. Inntektene fra avgiften skal tilfalle staten, men skal fordeles til vertskommunene. Konkret utforming av avgiften vurderes fram mot statsbudsjettet for 2022, og forslag til regelverk vil bli sendt på høring. En produksjonsavgift vil gi forutsigbarhet for kommunene og næringen. Avgiften vil også imøtekomme Stortingets ønske om å øke skattebyrden på næringen samt ønsket om lokal kompensasjon.

3.4.1.5 Flere produksjonsteknologier har fallende kostnader

Lønnsomheten av ny produksjon avhenger av kostnadsutvikling og av framtidige kraftpriser. Det forventes fortsatt kostnadsreduksjon for flere teknologier for produksjon av kraft, i årene framover.

Solkraft er mer lønnsomt enn for få år tilbake, og det er stort potensial for dette i Norge. De siste årene har produksjonskapasiteten fra solkraft tilknyttet til norske overføringsnettet økt betydelig, men utgjør fortsatt en beskjeden produksjon på 0,1 TWh. Solcelleanlegg på bygg har et potensial i størrelsesorden flere ti-talls TWh, og solcelleanlegg kan også settes opp som bakkemonterte, frittstående kraftverk.

Oppdaterte anslag på kostnadene for ulike typer kraftproduksjon, viser at solkraft vil kunne konkurrere på pris med både vindkraft og vannkraft i 2030. Basert på utviklingen i andre land, teknologiutvikling og fallende kostnader er det grunnlag for at solkraft vil få en større rolle i Norge. I sin langsiktige kraftmarkedsanalyse anslår NVE at kraftproduksjonen fra solkraft vil øke til 7 TWh i 2040. Teoretisk er potensialet for solkraft i Norge langt større. Solenergi kan være en ressurs med stor nytte for samfunnet, men kan også utfordre driften av overføringsnettet. I lys av økende interesse for å bygge, skal energimyndighetene i tiden framover vurdere solkraftens rolle i det norske kraftsystemet.

Det er også et stort potensial for vindkraft til havs dersom kostnadsutvikling, kraftpriser og utbygging av overføringsnettet muliggjør lønnsom produksjon over tid, jf. kapittel 4.3. Norge har i tillegg store bioenergiressurser som kan tas i bruk til varme- eller kraftproduksjon.

Boks 3.9 Kostnader ved ny kraftproduksjon i Norge

Figur 3.15 Kostnader (LCOE) i øre/kilowattime for ny kraftproduksjon i Norge i 2021 (søyler) og 2030 (gule streker)1.

Figur 3.15 Kostnader (LCOE) i øre/kilowattime for ny kraftproduksjon i Norge i 2021 (søyler) og 2030 (gule streker)1.

1 LCOE står for levelized cost of energy, og viser den gjennomsnittlige reelle kraftprisen et kraftverk trenger for å dekke kostnadene over levetiden. Det er benyttet 6 pst. kalkulasjonsrente.

Kilde: NVE (2021).

Kostnadsutviklingen har stor betydning for lønnsomheten i å realisere nye fornybare kraftprosjekter i Norge på kort og lang sikt. Både for vindkraft og solkraft har kostnadene falt betydelig de seneste årene. For eksempel har kostnadene ved å produsere vindkraft på land i Norge falt med i overkant av 30 pst. siden energimeldingen ble lagt fram i 2016. Figur 3.15 viser levetidskostnadene (LCOE)1 for ulike kraftteknologier. Figuren illustrerer at Norge har potensial for samfunnsøkonomisk lønnsom fornybarproduksjon fra mange ulike kraftteknologier, til de kraftprisene som for eksempel NVE framskriver for i årene framover. Anslagene reflekterer generelle kostnader ved de ulike teknologiene. For spesifikke utbyggingsprosjekter vil anslagene kunne variere betydelige innenfor en teknologi.

De laveste kostnadene ved ny produksjon i dag er vindkraft på land og vannkraft. For flere andre teknologier kreves det fortsatt kostnadsreduksjoner dersom det skal være lønnsomt å realisere utbygging ut fra kraftprisen alene.

Fram mot 2030 forventes kostnadene ved flere energiteknologier fortsatt å falle. Det er stor usikkerhet knyttet til disse anslagene, men det illustrerer at Norge også på sikt har stort potensial for å realisere lønnsom fornybar produksjon.

Boks 3.10 Kraftbalansen mot 2030 og 2040

Figur 3.16 Framskriving av årlig kraftforbruk, kraftproduksjon og kraftbalanse.

Figur 3.16 Framskriving av årlig kraftforbruk, kraftproduksjon og kraftbalanse.

Kilde: NVE (2020).

Usikkerheten i analyser langt fram i tid er stor, og perspektivene vil endre seg over tid. I den langsiktige kraftmarkedsanalysen for 2016, som var grunnlag for energimeldingen, anslo for eksempel NVE at den norske kraftproduksjonen ville bli 151 TWh i 2030. Utbyggingen har imidlertid gått raskere enn ventet, og den norske kraftproduksjonen er allerede i dag høyere enn dette anslaget.

Det norske kraftoverskuddet er i dag beregnet til å være 19 TWh i år med normale værforhold, jf. figur 3.16 som viser dagens situasjon og NVEs framskrivinger av kraftoverskuddet mot 2030 og 2040. Overskuddet på kraftbalansen forventes å vedvare på et høyt nivå de neste to ti-årene, også i Sverige.

NVE legger til grunn at norsk produksjonsevne for kraft vil øke framover. I analysene fra 2020 anslår NVE at norsk kraftproduksjon vil øke til 169 TWh i 2030, og til 182 TWh i 2040. Drøyt en tredel av økningen kommer fra vannkraft, men også vindkraft på land og til havs og solkraft forventes å bidra til høy produksjonsvekst.

NVE anslår en sterkere vekst i kraftforbruket i Norge mot 2030 og 2040, jf. kapittel 3.3.2.1. For 2030 beregner NVE et norsk kraftoverskudd på 14 TWh. NVE anslår et overskudd av kraft i Norge også i 2040. Den norske vannkraft- og vindkraftproduksjonen vil fortsatt variere mye fra år til år og gi variasjoner i det årlige kraftoverskuddet.

3.4.2 God forsyningssikkerhet for kraft

3.4.2.1 Styrket kraftbalanse

Norge er nå inne i en periode der det bygges mer fornybar kraft enn på flere tiår, jf. figur 3.14. Utbyggingen har i stor grad vært nye vindkraftverk, men også produksjonen fra vannkraft og solenergi har økt.

For perioden 2019 til 2026 beregner NVE at norsk kraftproduksjon øker med 27 TWh. Tilskuddet av ny produksjon er blant det høyeste som har funnet sted siden utbyggingen av Norges kraftforsyning startet for mer enn 100 år siden. Også forbruket av kraft har økt de siste årene, men langt mindre enn tilgangen på ny produksjon.

Det norske kraftsystemet har i dag et rekordstort overskudd av fornybar kraft i år med normale værforhold, jf. figur 3.17. De siste ti årene har Norge hatt nettoeksport av fornybar kraft nesten hvert år, og eksportert et netto kraftoverskudd tilsvarende 118 TWh over tiårsperioden, jf. figur 3.18. Unntaket var 2019, da det var nær balanse mellom eksport og import. Dette ble etterfulgt av en nettoeksport av kraft på nærmere 21 TWh i 2020, det høyeste noensinne.

Figur 3.17 Historisk kraftbalanse fra 1990, og ulike anslag på norsk kraftbalanse mot 2050 med ulike forutsetninger om produksjon og forbruk.

Figur 3.17 Historisk kraftbalanse fra 1990, og ulike anslag på norsk kraftbalanse mot 2050 med ulike forutsetninger om produksjon og forbruk.

Kilde: NVE (2020), Statnett (2020), Thema (2021) og Prosess 21 (2020).

Figur 3.18 Norsk import, eksport og nettoeksport av kraft fra 1990 til 2020.

Figur 3.18 Norsk import, eksport og nettoeksport av kraft fra 1990 til 2020.

Kilde: NVE (2021).

Samtidig foregår det en betydelig utbygging av fornybar produksjon i våre naboland, som Norge er nært tilknyttet. Ifølge de siste korttidsprognosene fra Energimyndigheten har det svenske kraftsystemet i dag et beregnet overskudd på 25 TWh. Svenske energimyndigheter forventer videre en sterk økning i produksjonsevnen de neste to årene, i hovedsak vindkraft. Ut fra dette antas et overskudd på kraftbalansen på 38 TWh i 2023 i et år med normale værforhold i Sverige. Med større innslag av vindkraft både i Norge og Norden, vil den årlige krafttilgangen variere mer. I perioder med mer tilsig enn normalt og gode vindforhold vil det norske og nordiske kraftsystemet ha et betydelig overskudd. Denne situasjonen påvirker også utsiktene til norske kraftpriser framover, og kan legge grunnlag for at det er lønnsomt å ta i bruk kraft til flere formål. Samtidig vil kraftprisen påvirkes av flere forhold og variere mer enn før, jf. kapittel 3.4.2.4.

Figur 3.19 Elektrisitetsutgifter for store brukere av kraft på 200 GWh årlig i ulike land.

Figur 3.19 Elektrisitetsutgifter for store brukere av kraft på 200 GWh årlig i ulike land.

Kilde: Pöyry (2019).

3.4.2.2 Hva bestemmer den norske kraftbalansen framover?

På kort og mellomlang sikt kan utviklingen i den norske kraftbalansen anslås med en viss grad av sikkerhet. Prosessen med utvikling, konsesjonsbehandling og utbygging av ny større produksjonskapasitet tar tid, og energimyndighetene kjenner nye kraftprosjekter som er under planlegging og bygging. På forbrukssiden er utfallsrommet vanskeligere å anslå, blant annet fordi planer for forbruksvekst normalt ikke behandles av myndighetene på samme måte. Til sammen består kraftforbruket av svært mange store og små forbrukere av kraft. Forbruket tar ofte kortere tid å etablere enn produksjon. Likevel er det med utgangspunkt i kjente planer, der det er tatt investeringsbeslutning, mulig å vurdere utviklingen på kort sikt.

Den langsiktige utviklingen i den norske kraftbalansen vil alltid være langt mer usikker, jf. figur 3.17. Mange gjør vurderinger av det norske kraftoverskuddet mot 2040 og 2050, med ulike antakelser og mål for framtiden. Felles for alle framskrivinger er at de er vanskeligere å anslå jo lenger ut i tid en skal vurdere framveksten av ny kraftproduksjon eller ny industri. Teknologiutvikling, prisforholdet mellom ulike energibærere, trender og utviklingstrekk vi ikke kjenner i dag, vil alle over tid kunne gi nye forutsetninger for utviklingen i produksjon og forbruk. Også myndighetenes rammebetingelser og vektlegging av ulike hensyn i konsesjonsbehandlingen, kan endre seg sett over mange ti-år.

Etter en tid med betydelige overinvesteringer og høye kostnader i det norske kraftsystemet, ble utviklingen av produksjon og forbruk i større grad overlatt til aktørenes egne lønnsomhetsvurderinger etter omorganiseringen av kraftsektoren i 1991. Myndighetene legger til rette for at det kan investeres i ny produksjon gjennom rammebetingelser og gjennom konsesjonsbehandlingen av ny produksjon og nett.

Etableringen av produksjon og forbruk skjer i et samspill, der kraftprisene gir signaler om lønnsomheten. I et markedsbasert kraftsystem bør det ikke settes konkrete mål for kraftproduksjon, forbruk eller kraftbalansen. Kraftprisen er den viktigste indikatoren på lønnsomheten av å investere i ny produksjon.

Regjeringen legger til grunn at et velfungerende marked er den beste måten å sikre at lønnsom produksjon utvikles i takt med etterspørselen, og vil legge rette for å realisere lønnsomme investeringer, jf. kapittel 3.2.

Norges evne til å dekke det årlige forbruket av kraft i årene framover er god, selv om forbruket øker. I tillegg til dagens kraftoverskudd, ventes det at norsk produksjonsevne skal øke de neste årene. Kraftbalansen vil også variere løpende avhengig av værforhold, økonomisk utvikling og forholdene i våre naboland. Norge har i dag stor kapasitet til handel med andre land gjennom en utvekslingskapasitet på 7 800 MW. I løpet av 2021 øker utvekslingskapasiteten til 9 000 MW. Dette gir et teoretisk potensial for utveksling av opptil 79 TWh kraft i året, dersom det var mulig å utnytte overføringsforbindelsene fullt ut til import eller eksport hver eneste time gjennom året. I praksis vil utvekslingen avhenge av markedssignaler og tilgjengelighet.

Landene rundt oss vil i årene framover i økende grad preges av lange perioder med store kraftoverskudd. Utvekslingskapasiteten til utlandet muliggjør betydelig import i årene framover, men også mulighet for lønnsom eksport av kraft i perioder med mye produksjon relativ til forbruk i Norge, slik som sommeren 2020. Den 5. april i år satte Norge importrekord for kraft i løpet av en time, med en import på over 6 000 MW. Høy vindkraftproduksjon og lavt forbruk i landene rundt oss ga tilgang på billig kraft fra blant annet Danmark og Tyskland.

3.4.2.3 Europas laveste kraftpriser

Kraftprisen har direkte betydning for lønnsomheten av å investere i fornybar kraftproduksjon, og for lønnsomheten i å ta i bruk kraft til industri, nye næringer og energiomstilling. I årene framover vil prisene påvirkes av endringene i energisystemet i Norge og i landene rundt oss, så vel som økonomiske utviklingstrekk.

Norge har lave kraftpriser sammenlignet med andre land i Europa, jf. figur 3.20. Selv om det er stor usikkerhet ved å anslå kraftpriser langt fram i tid, forventer NVE at norske kraftpriser vil være blant de laveste i Europa også i årene framover.

Figur 3.20 Gjennomsnittlige kraftpriser i for perioden 2011-2020 i ulike europeiske land.

Figur 3.20 Gjennomsnittlige kraftpriser i for perioden 2011-2020 i ulike europeiske land.

Kilde: NVE (2021), Kinetic Energy (2020).

For norske husholdninger og næringsliv er det de samlede kostnadene til kraft som har betydning. Sammenliknet med andre europeiske land har norske forbrukere lavere elektrisitetsutgifter per energienhet, jf. eksempelet i figur 3.19 som viser prissammenligning for større brukere av kraft. Dette bildet har forsterket seg de senere årene. Omlegging av energisektoren i Europa krever støtte til utbygging av fornybare teknologier, økt nettutbygging og gjør det mer kostbart å drifte kraftsystemene i mange land. Dette påvirker prisen til sluttbrukere. For å bevare forsyningssikkerheten og sikre effektbalansen ved vekslende værforhold har mange land innført støtte til termisk produksjon, som også i stor grad finansieres gjennom ulike skatter og avgifter. Norge har generelt lavere kostnader knyttet til driften av kraftsystemet, som følge av tilgangen på regulerbar vannkraft og et velutbygd overføringsnett.

3.4.2.4 Hva bestemmer kraftpriser i Norge?

Utviklingen av norske kraftpriser de neste ti-årene avhenger av forhold både i og utenfor Norge. Den nordiske og europeiske energiforsyningen går gjennom store endringer. I Norden øker andelen uregulerbar fornybar kraft raskt, ikke-fornybar kraft fases ut og det norske og nordiske kraftoverskuddet er økende. Samtidig blir de nordiske og europeiske kraftmarkedene tettere integrert, og utviklingstrekk i det europeiske kraftmarkedet vil i økende grad påvirke norske kraftpriser.

Kraftprisene de siste årene har vist store variasjoner. 2018 og deler av 2019 var preget av tørkeperioden sommeren 2018, med høyere kraftpriser enn normalt. Dette ble avløst av en periode med god magasinfylling og de laveste prisene på mange år gjennom 2020. I løpet av 2021 har de norske kraftprisene økt. Dette skyldes blant annet en kuldeperiode i starten av året, men ikke minst et rekordhøyt prisnivå på CO2-kvoter i Europa som får gjennomslag i norske kraftpriser. Så langt i 2021 er gjennomsnittet for norske kraftpriser 42 øre/kWh. NVE anslår at kraftprisen i Norge vil øke svakt fram mot 2040. Denne utviklingen skyldes i hovedsak en forventning om at prisen på CO2-kvoter vil øke i Europa framover, i takt med at kvotemengden reduseres for å oppfylle utslippsmålene. Dette bidrar til å øke kostnadene ved å produsere kraft fra fossile brensler og hever prisnivået i landene vi utveksler kraft med. I tillegg legger NVE til grunn høyere pris på gass.

Selv om CO2- og brenselspriser har stor betydning for kraftprisnivået over tid, vil variasjoner i hydrologi og vindforhold kunne gi store variasjoner i norsk kraftpris fra år til år. NVEs analyser viser at variasjonen i årlig kraftpris mellom ulike værår øker mot 2040. Dette henger sammen med at det blir mer uregulerbar kraftproduksjon, særlig vindkraft, i Norden og i Europa.

I de våteste og mest vindfulle periodene vil produksjon fra uregulerbare fornybare energikilder være nok til å dekke kraftetterspørselen. I disse timene vil kraftprisen gå ned mot null. Med en høy andel fornybar produksjonskapasitet vil det bli flere år der rikelig tilgang på energiressurser vil kunne gi svært lave gjennomsnittspriser. Sannsynligheten for dette er større, jo større kraftoverskuddet er i utgangspunktet.

På samme måte vil prisene kunne øke betydelig i perioder hvor store deler av vindkraften ikke produserer i Norden og Nord-Europa. Dette kan særlig gi utslag i prisene på vinterstid når forbruket er på det høyeste, jf. boks 3.11. I de tørreste og kaldeste årene, vil kraftforbruket i større grad måtte dekkes av import basert på europeiske kraftverk med høyere marginalkostnader. I disse årene vil de norske kraftprisene være sterkere knyttet til nivået på CO2- og brenselspriser.

Boks 3.11 Større variasjoner i kraftprisen

Figur 3.21 Kraftpris i enkelttimer på Sørøstlandet fra januar til mars 2021.

Figur 3.21 Kraftpris i enkelttimer på Sørøstlandet fra januar til mars 2021.

Kilde: Nord Pool (2021).

Det siste året har vi fått illustrert hvordan svigningene i værforhold kan bidra til å påvirke norske kraftpriser. For første gang opplevde Norge 6. juli 2020 negative priser på kraft i enkelttimer. Den 2. november ble det nok en gang notert negative priser i Sør- og Øst-Norge. Denne gangen var det negative priser i fire sammenhengende timer, med priser ned mot -1,9 øre/kilowattime.

Forekomsten av negative priser har så langt vært en økende tendens som er observert i det europeiske kraftsystemet. Negative priser oppstår når vind- eller solkraft produserer for fullt, uten at det er nok forbruk eller transportmuligheter for kraften til andre områder. I det norske kraftsystemet er det vanligvis tilstrekkelig reguleringsevne i vannkraftverkene til at vi unngår negative priser.

Periodene med negative priser var kjennetegnet av at vindkraftproduksjonen sto for en stor andel av produksjonen i det nordiske kraftsystemet, og at samlet tilgang på uregulerbar produksjon var høy sammenliknet med nivået på forbruket. Selv om den regulerbare vannkraften i Norge tilpasset seg, var dette ikke nok til å unngå perioder med negative priser.

Kort tid etter den siste forekomsten av negative priser ble det i enkelttimer satt nye rekorder for norske kraftpriser vinteren 2021, jf. figur 3.21. På denne tiden var både Norge og Norden preget av en langvarig kuldeperiode. Etter flere måneder med priser på rundt 10 øre per kWh, var kraftprisen over 250 øre per kWh på det høyeste. I mai 2021 ble det også observert store prisvariasjoner over døgnet, jf. figur 3.22, i stor grad som følger av varierende vindkraftproduksjon i landene vi er tilknyttet gjennom overføringsforbindelsene.

De norske prisvariasjonene i 2020 og 2021 illustrerer at vannkraftens reguleringsevne ikke er utømmelig, verken i overskudds- eller i underskuddssituasjoner, jf. kapittel 3.4.3.1.

Figur 3.22 Kraftpris i enkelttimer lørdag 22.05.2021 for områder i Norge og nordisk systempris.

Figur 3.22 Kraftpris i enkelttimer lørdag 22.05.2021 for områder i Norge og nordisk systempris.

Kilde: Nordpool (2021).

3.4.3 Rustet for økt effektbruk

En grunnleggende utfordring i kraftforsyningen i alle land er å sikre at det er balanse mellom tilgang på og bruk av elektrisitet gjennom hele året, og under vekslende værforhold. Elektrisitetsproduksjonen må til enhver tid være like stor som bruken av elektrisitet, også en kald vintermorgen når forbruket er på sitt høyeste. Dersom ubalansen skulle bli for stor vil det bli strømbrudd.

Effektknapphet oppstår når det er lite produksjon sammenlignet med etterspørselen i enkelttimer med høyt forbruk. Dette kan særlig oppstå i langvarige kuldeperioder, og/eller når det er lite produksjon, som ved redusert vindkraft-, solkraft- eller vannkraftproduksjon. I slike tilfeller vil kraftprisene gjerne bli svært høye. Ofte kan en del av kraftforbruket dekkes av kraftproduksjon i et naboland, via overføringslinjer og kabler mellom landene.

Boks 3.12 Effektsituasjonen vinteren 2021

Figur 3.23 Norsk vindkraftproduksjon i januar og februar 2021, MW. Blå stiplet linje viser gjennomsnittet for perioden.

Figur 3.23 Norsk vindkraftproduksjon i januar og februar 2021, MW. Blå stiplet linje viser gjennomsnittet for perioden.

Kilde: Statnett (2021).

Deler av vinteren 2021 var preget av langvarig kulde som ga høyt kraftforbruk i Norge og landene rundt, i kombinasjon med lav vindkraftproduksjon, jf. figur 3.23. I denne perioden var driftssituasjonen for det norske kraftsystemet anstrengt, og sårbart for hendelser i kraftsystemet.

Det ble satt tre nye forbruksrekorder i Norge i januar og februar. I den siste rekordtimen mellom klokka 9 og 10 den 12. februar var det norske forbruket 25 230 MW. Produksjonskapasiteten til den regulerbare delen av den norske vannkraften er til sammenlikning anslått til rundt 25 000 MW.

Økningen i elektriske kjøretøy og økt kraftforbruk i industri, petroleumsnæringen og datasentre kan være noe av forklaringen på økningen i maksimalt timesforbruk. Det har også vært en økning i folketallet i Norge på ca. 180 000 siden starten av 2016. I tillegg har utfasing av fossil fyringsolje bidratt til mer bruk av elektrisitet til oppvarming i bygg. Dette har bidratt til at det norske gjennomsnittsforbruket har økt jevnt og trutt over de siste årene.

Samtidig med rekordhøyt forbruk i Norge og Norden var tilgjengeligheten av produksjon i flere perioder lavere enn normalt. Figur 3.23 viser tilgjengeligheten av vindkraft i tiden 1. januar til 15. februar i Norge i år. I periodene med kulde og høyest forbruk var tilgjengeligheten av vindkraften under 10 pst. av installert kapasitet. Dette var sammenfallende med situasjonen også i Sverige.

Elforbruket i samfunnet øker som følge av større befolkning og økonomisk aktivitet, men også som følge av en underliggende trend mot mer digitalisering, elektrifisering og bruk av nye teknologier som krever elektrisitet. Gradvis større elavhengighet, en økende andel uregulerbar fornybar kraftproduksjon og en tettere sammenkobling av kraftmarkedene, gjør tilgangen på effekt og fleksibilitet stadig viktigere.

3.4.3.1 Vannkraftens reguleringsevne er ikke ubegrenset

Effektsikkerheten er hovedutfordringen i den omstilling av kraftsystemet som skjer i landene rundt oss, der det meste av regulerbar kapasitet basert på fossile energibærere skal fases ut til fordel for mer væravhengig, fornybar produksjon. Samtidig skal også forbruket av fossil energi i stadig flere sektorer vris mot et større forbruk av elektrisitet.

I Norge har vi så langt hatt et velfungerende kraftsystem med god reguleringsevne og de klart laveste kostnadene i Europa. Vannkraften har gjort det mulig å holde balanse i kraftsystemet, til en lavere kostnad enn i mange andre land. Det siste året har vi fått illustrert at også vannkraftens reguleringsevne i gitte situasjoner er begrenset. Begrensninger iblant annet lagringskapasitet, installert effekt og reguleringskonsesjonene med fastsatt manøvreringsreglement, setter grenser for evnen til å flytte på produksjonen i tid. Uten tilgang på mer fleksible produksjonsressurser vil perioder som i starten av 2021, kunne oppstå hyppigere, og gjøre det mer krevende og kostbart å drifte det norske kraftsystemet.

I årene framover vil effektuttaket øke med voksende kraftforbruk og elektrifisering. Siden deler av etterspørselen i kraftmarkedet varierer gjennom døgnet og vi får mer variabel produksjon, er systemet avhengig av fleksibilitet. Utfordringen er todelt: Om kraftsystemet har nok effekt til å dekke det maksimale forbruket, og om det er fleksibilitet til å balansere ut variasjoner hos ikke-fleksible aktører.

Den framtidige utfordringen kan illustreres med figur 3.24, som gjengir forholdet mellom effektforbruk og tilgangen på regulerbar produksjon i 2020 og 2030, jf. Statnetts langsiktige markedsanalyse fra 2020. I sin analyse antar Statnett at uregulerbar produksjon fra vind, sol og småkraft vil utgjøre over 60 pst. av produksjonskapasiteten i Norden i 2040. Dette gir store svingninger i den løpende effektbalansen. Samtidig synker installert effekt fra kjernekraft og annen termisk produksjon. Selv om det over året antas et kraftoverskudd også i 2040, vil Norden i timer med lav uregulerbar produksjon være avhengig av import eller fleksibelt forbruk som kan reguleres ned. Det vil også være flere timer der uregulerbar produksjon alene overstiger forbruket og gir et stort eksportbehov. Fram mot 2030-40 forventer Statnett økt knapphet på fleksibilitet, både i det kontinentale og nordiske kraftsystemet. Balanseringen av systemet blir mer utfordrende når andelen uregulert produksjon øker.

Figur 3.24 Nordisk effektbalanse 2020 og 2040.

Figur 3.24 Nordisk effektbalanse 2020 og 2040.

Kilde: Statnett (2020).

3.4.3.2 Elektrifisering krever styrket innsats for å øke fleksibilitet og regulerbarhet

En viktig del av regjeringens elektrifiseringsstrategi er å ruste det norske kraftsystemet for å møte det økende effektbehovet. For å legge grunnlag for en større elektrifisering er det nødvendig å vurdere konsekvenser for forsyningssikkerheten i alle deler av året. Framtidig effektbehov må vurderes opp mot framskriving av ny produksjonskapasitet og kunnskap om samvariasjon mellom kraftproduksjon fra ulike produksjonsteknologier og ulike værhendelser.

Regjeringen har satt ut et oppdrag til NVE som, i samarbeid med blant annet Statnett, skal utrede videre spørsmål knyttet til samlede virkninger på Norges effektbalanse, forsyningssikkerhet og tilgang på reguleringsevne og fleksibilitet. Vurderingene skal ses sammen med øvrige utviklingstrekk i Norge og Nord-Europa som kan påvirke evnen til å håndtere ulike situasjoner i kraftsystemet. Virkningene skal belyses med utgangspunkt i ulike situasjoner i den norske kraftforsyningen og landene rundt oss, for eksempel hvordan en økt elektrifisering vil virke inn i perioder der kraftsystemet er preget av høyt forbruk vinterstid og/eller perioder med varierende vindkraftproduksjon eller lav tilgjengelighet av annen kraftproduksjon. Hvordan utvekslingen med andre land i slike perioder vil kunne påvirke situasjonen skal også utredes nærmere.

Bedre forståelse av samvariasjonen mellom kraftproduksjon fra ulike produksjonsteknologier og ulike værhendelser, kan gi ny kunnskap om hvordan uregulert fornybar kraft bidrar til effektsikkerheten. Fleksibilitet hos forbrukerne, smarte styringssystemer og for eksempel batterier, vil over tid kunne bidra til å møte kortsiktige behov for effekt, men systemets evne til å kunne håndtere lengre perioder med effektknapphet må vurderes nærmere, også i lys av begrenset tilgang på ny regulerbar produksjon. Det skal også utredes hvilke tiltak som kan være aktuelle for å styrke evnen til å håndtere ulike situasjoner i kraftsystemet.

Statnett arbeider med å utvikle markedsbaserte ordninger for fleksibilitet. Etter et pilotprosjekt åpner Statnett for at flere gartnerier, datasentre, batterier og ladestasjoner for elbiler kan delta i balansemarkedet for hurtige reserver fra neste år. Slike reserver kan forhindre strømbrudd. Ved å flytte forbruket til timer der etterspørselen er lavere, reduseres forbrukstoppene. Dette vil gjelde både industri og større kraftforbrukere, men også elbilladere, varmtvannsberedere og andre forbrukerinstallasjoner samlet kan bidra her, gjennom smarte styringssystemer og aggregering. Prissignaler og forbrukerfleksibilitet omtales nærmere i kapittel 3.4.5.3.

3.4.4 Effektiv bruk av energi

3.4.4.1 Energieffektivisering i alle deler av norsk økonomi

Selv om Norge har god tilgang på energi, må energien brukes på en effektiv måte for å holde de samlede kostnadene og belastningen på miljøet så lav som mulig. I årene framover blir det stadig viktigere å ta hensyn til effektbelastningen i kraftsystemet, jf. kapittel 3.4.3. I Granavolden-plattformen slår regjeringen fast at den vil bidra til energieffektivisering i alle deler av norsk økonomi.

Norge har et nasjonalt mål om 30 pst. forbedring i energiintensiteten fra 2015 til 2030. Energiintensiteten er et mål på hvor mye verdiskaping vi får ut av energien vi bruker. Fra 2018 til 2019 gikk energibruken i Fastlands-Norge ned med 1,6 pst. Samtidig var det en økning i BNP med 2,3 pst., slik at energiintensiteten ble forbedret med 3,9 pst. De siste årene har energiintensiteten sunket jevnt. Samlet sett har nedgangen i energiintensiteten vært 5,7 pst. siden 2015 og 21 pst. siden 2010. Utviklingen har vært preget av vekst i BNP uten at energiforbruket har økt.

Regjeringen jobber med å innlemme EUs energieffektiviseringsdirektiv og bygningsenergidirektiv II i EØS-avtalen. Energieffektiviseringsdirektivet er rettet mot alle sektorer, mens bygningsenergidirektivet er rettet mot energibruk i bygg spesielt. For å gjennomføre direktivene kreves et bedre kunnskapsgrunnlag om energibruk i Norge og det må innføres nye reguleringer på flere områder.

Mange energieffektiviseringstiltak og alternative oppvarmingsløsninger som fjernvarme og bioenergi, vil bidra til å begrense effekttopper. Oppvarming utgjør en stor del av forbruket på de kaldeste vinterdagene. Både den privatøkonomiske og samfunnsøkonomiske lønnsomheten ved blant annet god isolasjon, energieffektive vinduer og ulike alternative oppvarmingsløsninger, vil bli bedre når kraftprisen i framtiden vil reflektere en stadig mer anstrengt effektbalanse. Også en nettleie som i større grad reflekterer knapphet på kapasitet i nettet, jf. kapittel 3.4.5.3, vil stimulere til energieffektiviseringstiltak som spiller godt sammen med situasjonen i kraftsystemet. Markedet kan på denne måten bidra til å dempe behovet for investeringer i reguleringskapasitet og nett.

Oppvarmingssystemene og energieffektive bygg, kan også utnyttes for å gi fleksibilitet i kraftsystemet over døgnet. Forskningsrådet har etablert programmer for utvikling av integrerte energisystemer der blant annet fleksibilitet på oppvarmingssiden er omfattet. Enova er i den nye styringsavtalen for 2021-2024, spisset som klimavirkemiddel. Selv om delmål om energieffektivisering ikke er en del av den nye avtalen, skal Enova bidra til å finne gode løsninger som tar hensyn til behovet for et effektivt energisystem. For at disse løsningene skal treffe nettselskapers behov trengs det samhandling og kompetanseutveksling mellom nettselskapene og markedsaktørene. Erfaringene som gjøres i disse prosjektene, kan gi en større trygghet for at nye forretningsmodeller og teknologier kan fungere som alternativer til å utvide nettet. Når erfaringene er innhentet kan også Reguleringsmyndigheten for energi (RME) ha større forventninger til effektivitet i nettselskapene og tilpasse reguleringene til dette.

I 2019 ble det brukt nesten 6 TWh fjernvarme i norske bygg. Det utgjør en liten del av energibruken, men i byer der fjernvarme er utbredt utgjør det en viktig del av energisystemet. Fjernvarme er etablert i alle større byer i Norge, og avlaster kraftnettet mest på de dagene da kraftnettet er mest belastet. Når fjernvarme først er etablert i et område er det lagt et grunnlag for tilknytning av flere kunder over tid. Departementet vil gi NVE i oppdrag å utrede muligheter for å tilpasse reguleringer av kraft og fjernvarme for å få en best mulig utnyttelse av hele infrastrukturen. Regjeringen vil legge til rette for et bedre samspill mellom kraftsystemet, fjernvarmesystemet og mulighetene for forbrukerfleksibilitet.

3.4.4.2 Industri

Energiledelse fører ifølge Enova normalt til 10 pst. redusert energibruk. I dag er 70 virksomheter, i hovedsak industri, sertifisert i energiledelse etter Norsk Standard ISO 50001. Olje- og energidepartementet har hatt på høring et forslag til forskrift som innfører plikt til å gjennomføre energikartlegging i foretak med et forbruk over 5 GWh per år. Energikartlegging vil kunne avdekke lønnsomme effektiviseringstiltak og er et første trinn i innføring av energiledelse.

Industriens konkurransedyktighet er avhengig av evnen til å utvikle og ta i bruk ny teknologi, blant annet for å begrense energibruk og klimagassutslipp. En mer effektiv energibruk har vært sentral i teknologiutviklingen i norske industribedrifter i mange år. I perioden 2012 – 2020 har Enova gitt støtte til om lag 1 600 prosjekter på industriområdet, med et energiresultat på om lag 7,1 TWh. På energiområdet varierer prosjektene fra innføring av energiledelse (700 prosjekter), gjenvinning av spillvarme til elproduksjon og varmeformål, installasjon av varmepumper, fliskjeler, ulike effektiviseringstiltak i veksthus og elektrifiseringsprosjekter, til store effektiviseringstiltak i kraftintensiv industri.

Forskning, utvikling og utprøving er viktig for industriens mulighet til å bruk i nye løsninger som over tid kan gi mer effektiv bruk av energi. Enova sikter seg inn på å støtte senfase teknologiutvikling og tidlig markedsintroduksjon av løsninger og teknologier innenfor klima og energi som nærmer seg modenhet, men som fortsatt ikke er fullt utprøvd eller har fått fotfeste i markedet. Forskningsrådets programmer retter seg mot umodne teknologier. I «Effekter av energiforskningen» gjennomgår Menon Economics realiserte og potensielle effekter fra norsk energiforskning som har vært finansiert av RENERGI, ENERGIX, FME og CLIMIT i perioden 2008-2017. Studien er basert på 48 prosjekter. For industrien påvises en betydelig energieffektivisering, kostnadsbesparelser og industrielt potensial som følge av forskningsaktiviteten.

3.4.4.3 Bygninger

De norske energikravene til nye bygg er blant de strengeste i Europa, men det er et betydelig potensial for å forbedre energieffektiviteten i eksisterende bygg. Regjeringen har et mål om 10 TWh energieffektivisering i eksisterende bygg innen 2030. Regjeringen har tidligere redegjort for at vi ligger godt an til å realisere dette målet med de virkemidlene vi har i dag, jf. Prop. 1 S (2017–2018).

Departementet arbeider med å etablere en langsiktig strategi for energieffektivisering ved renovering av bygg, i nært samarbeid med bygningsmyndighetene. Strategien følger opp krav i energieffektiviseringsdirektivet. Strategien skal også bidra med underlag for en konkret nedtrappingsplan for 10 TWh energieffektivisering i eksisterende bygg. Regjeringen har tidligere varslet at et tiltak vil være å gjøre energimerkeordningen for bygg mer relevant for eksisterende bygg.

NVE har nylig beregnet at det er et lønnsomt potensial på 10–13 TWh energieffektivisering i eksisterende bygg. Eksisterende bygningsmasse blir mer energieffektiv etter hvert som nødvendige oppgraderinger av bygningsskallet og andre tiltak blir gjennomført. De billigste tiltakene er å etterisolere vegg og kaldloft, og ta i bruk styringssystemer for belysning og varme. I næringsbygg kan også forbedringer av ventilasjonssystem og innføring av energioppfølgingssystemer være lønnsomme tiltak. Det største effektiviseringspotensialet finnes i næringsbygg, og utgjør om lag 9 TWh.

3.4.4.4 Plusskundeordningen

Plusskundeordningen gjør det lettere å produsere egen elektrisitet fra solceller på tak- og veggflater. En plusskunde er en nettkunde som både bruker og produserer elektrisitet, og som i enkelttimer har en begrenset mengde overskuddskraft som kan mates inn i nettet. En plusskunde betaler ikke fastledd for innmating av produksjon, og kan utnytte egenproduksjon til å redusere sitt uttak fra nettet, og dermed spare utgifter til elektrisitet, nettleie og avgifter. NVE opplyser at antall plusskunder er tredoblet de siste to årene. I 2020 leverte plusskunder totalt 25, 6 GWh elektrisitet ut på nettet. Elektrisitet fra solceller er i dag også fritatt for elavgift når elektrisiteten er til eget bruk, produsert ved egne solcelleanlegg og går direkte via internt ledningsnett fra solcelleanlegget til forbrukerens bygning. Dagens plusskundeordning og fritak for elavgift for forbruk av egenprodusert solkraft, er ikke tilrettelagt for boligselskap. Regjeringen ønsker å styrke boligselskapenes muligheter for å produsere egen energi. Som omtalt i Revidert Nasjonalbudsjett for 2021, vil et forslag om en utvidet plusskundeordning for boligselskap og endringer i elavgiftsfritaket for egenprodusert solkraft, bli sendt på høring så snart som mulig.

3.4.4.5 Energieffektiviseringsresultater

NVE gjør beregninger av energieffektiviseringsresultater som følger av at Norge har virkemidler for energieffektivisering som går lengre enn det som er minimumskravene i EU. Det er stor usikkerhet knyttet til slike beregninger, men Norges innsats på området synes å ha bidratt til 16 TWh energieffektivisering i 2020. Beregningen av resultatene starter fra 2014 da et krav om 1,5 pst. årlig effektivisering begynte å gjelde i henhold til EUs energieffektiviseringsdirektiv. Elektrifisering av nye sektorer bidrar i seg selv til energieffektivisering, særlig i transportsektoren. På byggområdet er det betydelige resultater etter flere tilstramninger i byggteknisk forskrift , som har resultert i noen av de strengeste energikravene i Europa. Enovas resultater på energiområdet, i alle sektorer, har bidratt betydelig til å oppfylle kravet om 1,5 pst. sparing per år.

I tillegg utløses energieffektivisering som en følge av EU-reguleringer som Norge tilpasser seg. Departementet har tidligere redegjort for at NVE har beregnet mer enn 3 TWh energieffektivisering i 2030, som følge av ti av produktene som er regulert gjennom Økodesigndirektivet og Energimerkedirektivet. Eksisterende bygningsmasse blir også mer energieffektiv etter hvert som oppgraderinger av bygningsskallet blir gjennomført.

Det blir også stadig mer vanlig å installere varmepumper. Det er installert ca. en million varmepumper i Norge. I 2020 representerte varmepumper ifølge NVE, en energieffektivisering på 10,2 TWh. Herav inngår ca. 1,8 TWh i rapporteringen under EUs krav om 1,5 pst. energisparing per år. Varmepumper er installert både i boliger, yrkesbygg og industri. Næringsmiddelindustrien benytter varmepumper i stor grad. Etter at det ble innført forbud mot bruk av mineralolje til oppvarming har varmepumper i stor grad erstattet dette forbruket, men det har også vært tilknytning til fjernvarmesystemet. Mange varmepumpe- og energieffektiviseringsprosjekter har til nå fått støtte fra Enova. I dag er mange energieffektiviseringstiltak som luft- til luftvarmepumper lønnsomme, og flere støtteordninger er avviklet. Delmål om energieffektivisering er ikke en del av den nye avtalen med Enova for perioden 2021-2024.

3.4.4.6 Å utnytte spillvarme er også effektiv energibruk

Samlet energibruk til oppvarming og kjøling (tilført energi) i husholdninger, tjenesteytende sektor og industri, var i 2018 om lag 73 TWh. Samtidig produseres det store mengder spillvarme, ofte benevnt som overskuddsvarme, i industrien og fra avfallsforbrenning. Tilgangen forventes å øke med etablering av nye industrier. Spillvarme kan benyttes til tørkeprosesser, oppdrett, drivhus, treforedlingsindustri, oppvarming av bygg mm. Ofte skjer spillvarmeutnyttelse innad i virksomheter, for eksempel i næringsmiddelindustrien og butikklokaler med kjølebehov. Det er også eksempler på at spillvarme blir levert ut av industrivirksomheter. For eksempel mottar Sauda Energi spillvarme fra Eramet Norways verk, til oppvarming av sentrumsgater, stadionanlegg, et utendørs badeanlegg og flere offentlige bygg. På Ulven i Oslo leverer DigiPlex spillvarme til Fortum varme. I tillegg utnytter flere industribedrifter høytemperatur spillvarme til elektrisitetsproduksjon.

Spillvarme fra avfallsforbrenning står i dag for 50 pst. av energitilførselen i fjernvarmesystemet, varmepumper står for 10 pst. og bioenergi 25 pst. Det brukes også noe gass, og 1 pst. mineralolje i fjernvarmeanleggene til spisslast- og beredskapsformål. Fjernvarmeanlegg med elektriske kjeler kan være en kilde til fleksibilitet i kraftsystemet.

Regjeringen har hatt en offentlig høring av forslag til endringer i energiloven for å imøtekomme krav i energieffektiviseringsdirektivet om å gjøre kost-nytteanalyse av mulighetene til å utnytte spillvarme ved planlegging og oppgradering av anlegg som drives med kull, gass og bioenergi. I høringsnotatet foreslår regjeringen at også anlegg som drives med elektrisitet skal omfattes av denne plikten selv om det ikke er krav om dette i energieffektiviseringsdirektivet. Hoveddelen av bruken av elektrisitet i datasentre går til kjøling og det kan bli en aktuell spillvarmekilde i framtiden. Også fra elektrolysebasert hydrogenproduksjon vil en stor del av energibruken bli til spillvarme. Energieffektiviteten kan heves mye dersom tiltakshavere velger å lokalisere slike anlegg i nærheten av en spillvarmekunde. Dersom kunden kan benytte spillvarme i stedet for elektrisitet vil også effektbelastningen fra datasenter eller elektrolysebasert hydrogenproduksjon i noen grad bli kompensert.

Det er komplekst å få til gode prosjekter for spillvarmeutnyttelse. NVE utvikler et nasjonalt varmekart som kan være til hjelp i arbeidet med kost-nytteanalyse. Varmekartet kan også gi innsikt til andre brukere om hvor det er potensielle avtakere av spillvarme, og hvilke spillvarmekilder som kan være tilgjengelige. Olje- og energidepartementet legger i tillegg opp til å utvikle en egen veileder for utnyttelse av spillvarme. Både kommuner som legger til rette for arealbruk, industrien og potensielle spillvarmeavtakere vil kunne ha nytte av en slik veileder

3.4.5 Et robust og godt utnyttet overføringsnett

3.4.5.1 Overføringsnettet er bindeleddet mellom produksjon og forbruk av kraft

Det er mange aktører som har planer om å elektrifisere eksisterende virksomhet eller etablere ny. Økt kraftforbruk øker presset på overføringsnettet. Det er også et stort behov for reinvesteringer i overføringsnettet, ettersom deler av nettet er gammelt.

Regjeringen vil legge til rette for at overføringsnettet også framover skal bygges ut og driftes på en samfunnsmessig rasjonell måte, for å sikre at kostnadene ikke blir for høye for fellesskapet. Det vil si at de samlede gevinstene for samfunnet ved et nettiltak må overstige de samlede kostnadene, herunder de negative virkningene for natur, miljø, lokalsamfunn og andre arealbruksinteresser. Statnett har det overordnede systemansvaret for det norske kraftsystemet. Det følger av formålsparagrafen i Statnetts vedtekter at foretaket også har ansvar for en samfunnsmessig rasjonell drift og utvikling av transmisjonsnettet. Det er nettkundene som betaler for investeringene i kraftnettet, gjennom nettselskapenes regulerte inntekter. Forbindelsene til utlandet er en del av transmisjonsnettet, og eies av Statnett. Inntektene fra disse utenlandsforbindelsene inngår i Statnetts inntekter og brukes til å redusere transmisjonsnettstariffen.

NVEs samlestudie av elektrifiseringstiltak i Norge og virkninger på kraftsystemet (2020) viser at storstilt elektrifisering vil kreve betydelige investeringer i kraftnettet i deler av landet. Hvordan elektrifisering påvirker behovet for investeringer i overføringsnettet vil imidlertid avhenge av hvilke elektrifiseringstiltak det dreier seg om, geografisk fordeling og hvor raskt utviklingen skjer. Det er trolig distribusjonsnettet som i størst grad vil bli påvirket av eventuell fullelektrifisering av transportsektoren. For å sikre god samordning mellom utviklingen av distribusjonsnett og ladeinfrastruktur, er det viktig at det tidlig etableres god dialog mellom lokalt nettselskap og aktører som etablerer ladeinfrastruktur. Kraft fra land til petroleumsinstallasjoner og elektrifisering av landbasert industri, vil i mange tilfeller ha virkninger i transmisjonsnettet.

Det er gjennomført og planlegges store investeringer på samtlige nivåer i overføringsnettet, jf. figur 3.25. Statnett anslår i sin oppdaterte investeringsplan fra 2020, at de for perioden 2020-2024 vil investere for om lag 30 mrd. kroner. En sammenstilling av investeringsplanene til alle nettselskapene viser at det for perioden 2020-2029 er planlagt investeringer for totalt 142 mrd. kroner. Investeringene bedrer forsyningssikkerheten og legger til rette for tilknytning av ny produksjon og nytt forbruk mange steder i landet. Tiltakene innebærer imidlertid store investeringskostnader som brukerne av nettet må betale, og har i tillegg betydelige virkninger for natur, miljø, lokalsamfunn og andre arealbruksinteresser.

Figur 3.25 Investeringer i overføringsnettet etter igangsettelsesår, mrd. 2020-kroner.

Figur 3.25 Investeringer i overføringsnettet etter igangsettelsesår, mrd. 2020-kroner.

Kilde: NVE (2021).

For å kunne realisere de ulike forbruksplanene er det viktig at overføringsnettet utnyttes mest mulig effektivt og at tiltak for å redusere ledetiden for økt nettkapasitet utredes og vurderes. Dette er viktige elementer i regjeringens strategi for å legge til rette for ytterligere elektrifisering.

Regjeringen har bedt NVE om å vurdere og foreslå tiltak for å redusere saksbehandlingstiden innenfor gjeldende regelverk. Regjeringen har også bedt NVE og RME om å utrede henholdsvis brukerbetaling for konsesjonsbehandling og tariff for tilknytning til overføringsnettet.

Regjeringen har satt ned et hurtigarbeidende offentlig utvalg som vil utrede problemstillinger knyttet til utviklingen av overføringsnettet. Utvalget skal vurdere tre overordnede temaer: tiltak for å redusere tiden det tar å utvikle og konsesjonsbehandle nye nettanlegg, prinsipper for å ivareta en samfunnsøkonomisk utvikling av overføringsnettet i en tid med stor usikkerhet om forbruksutviklingen, og mulige forbedringer i systemet med tilknytningsplikt.

Regjeringen har også vedtatt å innføre effektbaserte tariffer i distribusjonsnettet.

3.4.5.2 Behov for å avklare forbruksplaner

Både nettselskapene og energimyndighetene opplever stor pågang fra aktører med forbruksplaner, som ønsker nettilknytning. I Statnetts oppdaterte investeringsplan for 2020 skriver selskapet at de siden 2018 har behandlet forespørsler om nettilknytning for forbruk og produksjon på til sammen om lag 18 700 MW. Til sammenlikning er installert produksjonskapasitet 37 104 MW.

Nettselskapene har plikt til å tilby de som ønsker det tilgang til eksisterende nett, dersom det er driftsmessig forsvarlig, jf. boks 3.13. For å kunne utvikle overføringsnettet på en samfunnsmessig rasjonell måte og i takt med behovet, er det viktig at nettselskapene er godt informert om større forbruksplaner. Samtidig er det et stort utfallsrom både når det gjelder volum og lokalisering av nytt forbruk, og nettselskapene og energimyndighetene har etter dagens regelverk begrensede muligheter til å avdekke realismen og grad av modenhet i de ulike planene. Dette gjør det krevende å planlegge for en samfunnsmessig rasjonell utvikling av overføringsnettet.

Boks 3.13 Om nettselskapenes tilknytningsplikt og reglene om anleggsbidrag

For kraftprodusenter og større uttakskunder gjelder tilknytningsplikten, mens leveringsplikten gjelder for ordinære forbrukskunder. Alle som eier nettanlegg, har etter forskrift om nettregulering og energimarkedet (NEM-forskriften) § 4-6 en generell plikt til å sørge for markedsadgang for alle som etterspør nettjenester til ikke-diskriminerende og objektive punkttariffer og vilkår. Plikten til å sørge for markedsadgang gjelder til eksisterende nett og dersom det er driftsmessig forsvarlig.

Før en tilknytning tillates skal konsesjonæren vurdere om tilknytningen er driftsmessig forsvarlig. Med driftsmessig forsvarlig menes at tilknytningen ikke går ut over leveringskvaliteten til eksisterende kunder. Dersom det ikke er driftsmessig forsvarlig innebærer tilknytningsplikten etter NEM §§ 3-2 og 3-3 at berørte konsesjonærer uten ugrunnet opphold må utrede, søke konsesjon, og eventuelt gjennomføre nødvendige investeringer i sine nett for å kunne gi tilknytning.

Kunder har imidlertid ikke rett til nettilknytning vederlagsfritt. Nettselskapene skal fastsette og kreve inn anleggsbidrag når en kunde utløser investeringer i regional- og transmisjonsnettet. Reglene om anleggsbidrag bidrar til at aktører som utløser behov for investeringer i overføringsnettet, er med og betaler for disse. Anleggsbidrag skal synliggjøre kostnadene ved en ny tilknytning eller forsterkning av eksisterende tilknytning, og vil motivere kundene til selv å gjøre tiltak som reduserer behovet for nettinvesteringer. Samtidig bidrar det til en rimeligere kostnadsfordeling mellom kundene som utløser nettinvesteringer og nettselskapenes øvrige kunder. Det i sin tur bidrar til at nettleien ikke øker mer enn nødvendig. For kundespesifikt anlegg er det adgang til å ta 100 pst. anleggsbidrag. Investeringer i transmisjons- og regionalnett vil som regel komme mange kunder til gode. I transmisjons- og regionalnettet kan derfor bare en del av investeringskostnaden dekkes inn gjennom anleggsbidrag. Resterende kostnad må dekkes av nettkundene gjennom nettariffen.

NVE kan gi unntak fra tilknytnings- og investeringsplikten for produksjon, dersom tiltaket ikke er samfunnsmessig rasjonelt. For forbruk kan departementet gi unntak fra tilknytnings- og investeringsplikten i ekstraordinære tilfeller. Med ekstraordinære tilfeller menes de tilfellene der tilknytning av forbruk vil være ekstremt krevende for kraftsystemet, med hensyn til kostnader og tid eller kraft- eller effektbalansen regionalt eller nasjonalt.

For å sikre effektive prosesser er det viktig med koordinering mellom kunden som ønsker nettilknytning, nettselskap, kommune, fylkeskommune, energimyndighetene og andre relevante myndigheter.

Særlig nye aktører kan ha liten kjennskap til bransjen og ha behov for god informasjon om hvor de skal henvende seg. Samtidig må nettselskapene forstå behovene til de nye aktørene. Energi Norge publiserte i juni 2020 en veileder med informasjon om utfordringer og erfaringer sett fra begge parter. Målet er at veilederen også skal bidra til bedre kommunikasjon mellom nettselskapet og de nye kundene. NVE jobber nå med en omlegging av direktoratets nettsider, blant annet for å legge til rette for at ulike typer nettkunder lettere skal få tilgang til informasjon om regelverk og prosesser for nye tilknytninger til nettet.

Det er behov for enda tettere dialog og koordinering mellom de ulike myndighetsorganene som forvalter virkemidlene for å oppnå utslippsreduksjoner, og NVE, inkl. RME som forvalter reguleringen og utviklingen av kraftsystemet.

Utgangspunktet etter energiloven er at alle forbrukere har rett til tilknytning til overføringsnettet, uavhengig av type virksomhet. Nettselskapene opererer som regel med et «først til mølla»-prinsipp ved tildeling av kapasitet i nettet.

I enkelte områder overstiger de samlede forbruksplanene tilgjengelig nettkapasitet på kort sikt. Nå som nettselskapene og energimyndighetene opplever et stort press på ønsker om nye tilknytninger til nettet, aktualiseres problemstillingen om hvordan nettkapasiteten på kort sikt skal fordeles.

I 2019 ble forskrift om nettregulering og energimarkedet (NEM-forskriften) endret slik at nettselskapene skal ta betalt fra kunden for utredninger utover vurderinger knyttet til hvorvidt en tilknytning er driftsmessig forsvarlig. Nettselskapet kan også ta betalt for å avklare om det er driftsmessig forsvarlig å gi tilknytning når kundens effektbehov og lokalisering ikke er rimelig avklart. Etter dagens regelverk skal imidlertid nettselskapet vederlagsfritt avklare om det er driftsmessig forsvarlig å etterkomme kundens bestilling, når effektbehov og lokalisering er rimelig avklart. Videre kan aktører vederlagsfritt melde inn planer til nettselskapene og søke om konsesjon for nødvendige anlegg for nettilknytning. I enkelte tilfeller dreier det seg om forretningsutviklingsselskaper som ber om og holder av kapasitet i nettet til ukjent forbruk. Dette er en utfordring, da det kan beslaglegge kapasitet som kunne vært frigjort til andre kunder. Denne organiseringen innebærer at de samlede forbruksplanene som er meldt inn til nettselskapene og konsesjonssøkt, trolig er mye større enn det som faktisk vil realiseres. For at de faktiske forbruksplanene skal kunne avdekkes på en bedre måte, har regjeringen bedt NVE og RME om å utrede brukerbetaling for konsesjonsbehandling og en tariff for tilknytning til nettet.

NVE har nylig utarbeidet kriterier for direktoratets prioritering av saksbehandlingen av nettanlegg framover. Alle søknader om nettkonsesjon vil fortsatt behandles, og hovedprinsippet er fortsatt at sakene behandles fortløpende i den rekkefølgen de kommer inn. Samtidig vil NVE prioritere søknader som handler om forsyningssikkerhet, beredskapssituasjoner eller endringer i anlegg under bygging. Kriterier som blir brukt for å prioritere saker ned, er for dårlig kvalitet på søknader eller utredninger, manglende kapasitet i overliggende nett og saker fra industriaktører der informasjonsbehovet ikke er oppfylt.

NVE har i tillegg presisert hva aktører som ønsker tilknytning av kraftkrevende næring, må ha på plass før konsesjonssøknad om nettilknytning kan behandles. Blant annet må det aktuelle området som et minimum være avsatt til industri eller annet egnet arealformål i kommuneplanens arealdel, eller regulert til formålet. Videre må nettselskapet ha vurdert om tilknytningen av forbruket er driftsmessig forsvarlig eller om det er behov for investeringer i regional- eller transmisjonsnettet for å knytte til forbruket.

3.4.5.3 Bedre utnyttelse av overføringsnettet

Overføringsnettet både kan og bør utnyttes bedre, slik at nettinvesteringen ikke blir større enn nødvendig. Dette bidrar til å holde nettleien lavest mulig på sikt og reduserer behovet for utbygging av mer nett enn nødvendig, med tilhørende inngrep i natur og miljø. Overføringsnettet dimensjoneres for å kunne levere kraft i timene av året med høyest forbruk. De siste årene har effektbruken økt, og ventes å øke i takt med elektrifiseringen av samfunnet, jf. kapittel 3.4.2. Ved å ta i bruk mekanismer som kan jevne ut forbruket eller endre lokalisering, kan kapasiteten utnyttes bedre, noe som kan gjøre det mulig å elektrifisere mer gjennom tilknytning til det allerede eksisterende nettet.

Effektiv utnyttelse av nettet handler også om å lokalisere nytt forbruk der det er tilstrekkelig overføringskapasitet. Områdepriser og reglene om anleggsbidrag skal bidra til å gi aktørene gode lokaliseringssignaler. I tillegg har nettselskapene en viktig rolle i å veilede kunder, slik at tilknytningen kan skje i et godt egnet tilknytningspunkt.

Regjeringen har vedtatt en ny bestemmelse i NEM-forskriften om mulighet for tilknytning av uttakskunder med permanente vilkår om utkobling eller redusert kraftforsyning, som et alternativ til nettinvestering. Dette er en frivillig løsning, uten kompensasjon ved utkobling eller reduksjon i forsyningen. Alternativet til slike avtaler vil være full tilknytning, og at uttakskunden må betale anleggsbidrag dersom det er behov for nettutbygging.

Bestemmelsen vil legge til rette for at nye nettilknytninger eller forbruksøkninger i en del tilfeller kan gjennomføres uten at det er nødvendig å investere i nytt nett for at tilknytningen skal være driftsmessig forsvarlig. Gevinsten for nettselskapet og kunden er at man unngår kostnaden ved å investere i nett. I mange tilfeller vil en slik løsning også gjøre det mulig for nettselskapet å gi raskere tilknytning. Den nye bestemmelsen vil bidra til bedre utnyttelse av eksisterende overføringsnett, og til at man kan redusere behovet for å investere i nytt nett.

For å sikre at nettet utnyttes best mulig, er det også viktig at nettselskapenes inntektsregulering er tilstrekkelig nøytral med hensyn til driftstiltak versus investeringer i nettanlegg. Dette vil blant annet legge til rette for utviklingen av markeder hvor nettselskapene kan kjøpe fleksibilitet som et alternativ til å investere i mer nett. RME vil arbeide videre med å gjøre reguleringen mer nøytral på dette området, samtidig som investeringsinsentivene generelt sett ikke svekkes for mye.

Effekttariffer og fleksibilitet hos forbrukerne

For at nettet skal utnyttes bedre og kostnadene for kundene holdes nede, er det viktig å få på plass riktigere prising og mer rettferdig fordeling av kostnadene i overføringsnettet. Nettleien bør i større grad gjenspeile hvordan kostnadene i nettet oppstår. RME har derfor hatt forslag til ny nettleiestruktur for kunder i distribusjonsnettet (effektbasert nettleie) på høring. I etterkant av høringen sendte RME en anbefaling til endringer i forskrift om økonomisk og teknisk rapportering, inntekstramme for nettvirksomheten og tariffer (kontrollforskriften) til Olje- og energidepartementet. Regjeringen har vedtatt å innføre effektbaserte tariffer i distribusjonsnettet, og forskriftsendringer vil tre i kraft fra 1. januar 2022. For kunder med et forbruk under 100 000 kWh per år, skal fastleddet i nettleien differensieres etter effekt slik at kunder med et større effektbehov får et høyere fastledd enn de med lavt effektbehov. I tillegg kan det variable energileddet ha et påslag når nettet er høyt belastet. Kunder med forbruk over 100 000 kWh per år, kan fortsatt ha et eget effektledd i nettleien som i dag. Målet med endringene er å legge til rette for best mulig utnyttelse av overføringsnettet og en mer rettferdig fordeling av kostnadene mellom kundene. Effektbasert nettleie vil gi insentiver til effektiv nettutnyttelse og bidra til å holde nettleien nede ved å redusere behovet for nettutbygging. Effektbaserte tariffer vil ikke øke nettselskapenes tariffinntekter. Prising av effektbelastningen hos kundene kan bidra til at kundene blir mer oppmerksomme på effektbruken og hvordan denne virker på kostnadene i nettet. Sammen med tydelig kommunikasjon fra nettselskapene kan dette gi insentiver til endret atferd. Endringene skal gi insentiver til å investere i smarte automatiske løsninger, som for eksempel smarte elbilladere som styrer forbruket ut fra når det er rimeligst for forbrukeren. Med endret nettleiestruktur vil smart bruk av elektrisitet belønnes.

Fleksibilitet i kraftforbruket og ny teknologi kan bidra til at nettet utnyttes bedre. Stadig mer energibruk blir elektrisk og styrbar samtidig som andelen uregulerbar kraftproduksjon øker. Forbrukerfleksibilitet blir derfor mer og mer relevant som et alternativ, både for å utsette eller unngå nettinvesteringer gjennom bedre kapasitetsutnyttelse, og for å bidra til å opprettholde balansen i kraftsystemet. I dag er det få og store aktører som tilbyr fleksibilitet i strømnettet. Framover blir det viktig at også mindre aktører bidrar, for eksempel ved bruk av ny teknologi og/eller nye markedsplasser som tilgjengeliggjør fleksibiliteten der den blir etterspurt. Aggregering er et virkemiddel som legger til rette for at mindre forbrukere kan bidra med fleksibilitet gjennom en aktør som samler fleksibilitet fra ulike mindre forbrukere til brukbare volumer til balansering av kraftsystemet. Regjeringen har bedt RME å vurdere og foreslå regelverk knyttet til aggregering i Norge.

Boks 3.14 Smart Senja

Figur 3.26 De to lokale samfunnene som deltar i Smart Senja-prosjektet: Husøy og Senjahopen.

Figur 3.26 De to lokale samfunnene som deltar i Smart Senja-prosjektet: Husøy og Senjahopen.

Foto: Smart Senja.

Øya Senja i Troms har et relativt stort behov for strøm i forhold til samfunnets størrelse, som følge av utviklingen innen fiskeforeldningsindustrien på øya. Det er også planlagt utbygginger innen flere andre næringer. Det eksisterende strømnettet på Nord-Senja har nådd sine begrensninger. For å unngå eller utsette utbygging av helt nye overføringslinjer til øya, testes det ut smarte løsninger under det Enova-støttede innovasjonsprosjektet, Smart Senja.

Prosjektet Smart Senja gjennomføres av aktører innen energibransjen, i tett samarbeid med folket på Senja. Partnerne i prosjektet er Arva AS (prosjekteier), Br. Karlsen, Nergård AS, Tromskraft Produksjon AS, Ishavskraft, UiT Norges Arktiske Universitet, Enfo, Nodes AS, Powel AS, Rolls Royce Solutions Berlin GmbH og Solbes AS. I prosjektet benyttes fleksibiliteten til forbrukere gjennom aktivt å styre laster, som for eksempel kjøleanlegg hos industri og varmtvannsberedere hos husholdninger. Slik kan effekttopper reduseres og presset på nettet begrenses. Strømkundene får mulighet til å selge fleksibilitet i et lokalt marked, slik at både bedrifter og husholdninger kan tjene på sin fleksibilitet.

I prosjektet installeres også store energilagre/batterier i distribusjonsnettet, som kan lades når det er ledig kapasitet i nettet, og levere høy effekt lokalt i timene med høy belastning. Muligheten for lokal energiproduksjon, som solkraft, utredes også. I prosjektet utvikles ny teknologi og kunnskap lokalt. Erfaringer skal deles og løsninger kan eksporteres nasjonalt og globalt.

Flere pilot- og forskningsprosjekter har fleksibilitet som hovedtema. Eksempelvis ga Enova i 2019 tilsagn om 210 mill. kroner i støtte til åtte prosjekter innen ulike former for storskala demonstrasjon av framtidens energisystem8. Prosjektene skal pågå fram til 2023. Prosjektene skal utvikle og teste ut måter å få fram nye fleksibilitetsressurser og fokuserer på samspillet mellom forskjellige teknologier, ulike aktørgrupper, markedsdesign og regulering. Se boks 3.14 om prosjektet Smart Senja. RME og Enova samarbeider om et opplegg for felles erfaringsinnhenting og læring, som skal sørge for en helhetlig oppfølging av prosjektene.

En ny rapport fra NVE viser at elektriske varmtvannsberedere kan være en viktig kilde til fleksibilitet hos forbrukerne. Flere land i Europa bruker fleksibiliteten i elektriske varmtvannsberedere til å utjevne forskjeller i produksjonskapasitet og forbruk på døgnnivå9. Elektriske varmtvannsberedere har rask responstid og kan med gode styringssystemer slås av og på i løpet av sekunder, og kan slik også bidra med aggregert fleksibilitet til å stabilisere overføringsnettet. Nettselskapet Elvia har nå et pilotprosjekt som tester hvordan varmtvannsberedere kan stabilisere lavspentnettet på Biri. Varmtvannsberederleverandøren OSO har utviklet en styringsenhet for varmtvannsberederne slik at disse kan kobles ut når overføringsnettet er høyt belastet, uten at det går ut over kundens komfort og sikkerhet. Pilotprosjektet skal senere utvides til å teste de smarte varmtvannsberederne i kombinasjon med batterier.

Boks 3.15 Smart ladestasjon gjør elfergene til smarte og fleksible forbrukere

Figur 3.27 Figuren illustrerer muligheten for å bruke en smart ladestasjon med batterier til å lade ferger med nødvendig energi, uten å belaste strømnettet med for store effekttopper. Sensordata fra fergene og ladestasjonenes batteripakker og kontrollsystemer s...

Figur 3.27 Figuren illustrerer muligheten for å bruke en smart ladestasjon med batterier til å lade ferger med nødvendig energi, uten å belaste strømnettet med for store effekttopper. Sensordata fra fergene og ladestasjonenes batteripakker og kontrollsystemer samles inn og analyseres og prosesseres, og kan dermed forutse hvor mye energi fergen trenger resten av dagen.

Foto: Siemens Energy.

En av hovedutfordringene ved bruk av elferger har vist seg å være kapasitetsbegrensninger og nettforholdene der fergene skal lades. Siemens Energy utvikler en smart ladestasjon med batterier, som gjør det mulig å lade ferger med nødvendig energi, uten å belaste overføringsnettet med for store effekttopper. Sensordata fra fergene og ladestasjonenes batteripakker og kontrollsystemer, samles inn og analyseres og prosesseres. Dataene brukes til å trene opp maskinlæringsmodeller som forutser hvor mye energi fergen trenger resten av dagen, og utarbeider en optimal energiplan med oversikt over hvor mye som skal lades til enhver tid. Ved å kombinere informasjon om nettforhold, fergens lastprofil og batteristatus, vil ladestasjonen dermed bidra til å øke overføringskapasiteten i svake distribusjonsnett ved å styre effektfaktoren i tilknytningspunktet. I tillegg til optimalisering av ladeprosessen, vil systemet også bidra til å forlenge batterienes levetid. Løsningen utplasseres på en utvalgt fergestrekning for testing våren 2021. Prosjektet er et samarbeid mellom Siemens Energy Norge AS, Norconsult og Fjord1, med støtte fra Norges forskningsråd.

3.4.5.4 Bedre driftskoordinering

En sentral forutsetning for effektiv og sikker drift og driftskoordinering er at nettselskapene har mer oppdatert og nøyaktig informasjon om tilstanden i eget og tilgrensende nettområder, kombinert med gode prognoser for hvordan driftsforhold utvikler seg over tid.

Boks 3.16 Digitaliseringstiltak for nettutviklingen

Kraftbransjen i Norge har de senere årene blitt mer digital. Smarte strømmålere (AMS) er installert i alle husstander, et sentralt IT-system (Elhub) effektiviserer kraftmarkedet og flere selskaper har sammenstilt data og prosesser som er relevante for driften i et driftsstøtteverktøy (DMS). Dette er noen eksempler som har gitt oss en plattform for videre digitalisering. Et viktig neste steg er å understøtte drift og utvikling av nettet med oppdatert og standardisert utveksling av informasjon. En omforent digital beskrivelse av det fysiske kraftnettet være sentralt både for digitalisering for bedre driftskoordinering og digitalisering av ordningen med kraftsystemutredningene (KSU), omtalt under. En videre digitalisering kan effektivisere planprosesser, redusere suboptimale planer og gi en mulighet til å utnytte potensialet som forbrukerfleksibilitet kan utløse. Det kan også legge grunnlaget for effektivisering av konsesjonsbehandlingen.

Kraftsystemutredninger (KSU) er innført for å bidra til en koordinert utvikling av kraftsystemet, skape en felles forståelse for behov for endringer i kraftsystemet og samfunnsmessig rasjonell utbygging av regional- og transmisjonsnettet i Norge. KSU-ordningen er beskrevet i forskrift om energiutredninger. 17 regionale nettselskap utarbeider kraftsystemutredninger for ulike deler av regionalnettet. Statnett utarbeider KSU for transmisjonsnettet. De KSU-ansvarlige selskapene samler inn informasjon og koordinerer kraftsystemutredningen med de øvrige eierne av nettanlegg, kraftprodusenter, større kraftforbrukere, fylkeskommuner og statsforvaltere i utredningsområdet. KSU skal være et viktig grunnlagsdokument i NVEs arbeid med vurdering av konsesjonssøknader for energianlegg, spesielt i konsesjonssøknader for større kraftledninger.

Digitalisering og etablering av felles informasjonsmodell om nettselskapenes utrednings- og prosjektporteføljer vil bidra til bedre og mer effektive planprosesser. Dette kan igjen bidra til en raskere nettutvikling. Dagens KSU-ordning er preget av manuelle prosesser, som igjen gir lav oppdateringsfrekvens og fare for utdatert informasjon. Utredningene oppdateres hvert annet år.

NVE har sammen med DIGIN1 startet prosjektet «Digital KSU». Målet for prosjektet er å sikre bedre og mer effektiv koordinering av nettutvikling på tvers av ulike nettnivåer, netteiere og myndigheter. Dette skjer gjennom å digitalisere informasjonsutvekslingen om nettselskapenes utrednings- og prosjektporteføljer. Prosjektet har startet arbeidet med en pilot for utveksling av informasjon om investeringsplaner. «Digital KSU» vil bli videreført og utviklet ytterligere, og er et svært viktig første skritt som vil danne grunnlaget for ytterligere digitaliseringstiltak.

1 Forum for bransjesamarbeid om digitaliseringsinitiativ i nettbransjen, eid av Energi Norge

Digital informasjonsutveksling vil legge til rette for at mer informasjon, med bedre kvalitet, kan deles effektivt mellom nettselskap, systemansvarlig og markedsaktører slik at den eksisterende infrastrukturen kan utnyttes bedre enn i dag. Dette vil være vesentlig i en situasjon med økt elektrifisering. Behovet for oppdatert og nøyaktig informasjon forventes å øke av flere grunner. Mer uregulerbar kraftproduksjon knyttes til regional- og distribusjonsnettet. Dette er produksjon som kan variere mye over kort tid og som kan gi redusert driftssikkerhet i nettet hvis ikke nettselskapet setter inn riktige driftstiltak. Denne utviklingen skjer samtidig med at transportsektoren og andre nye forbrukskunder ønsker tilknytning til regional- og distribusjonsnettet. Dette forbruket er ofte effektkrevende og kan sette nettkapasiteten under press. Om elektrifisering skal skje raskt og ikke koste mer enn nødvendig, så er løsningen å drifte nettet nærmere kapasitetsgrensene, samtidig som fleksibilitet hos nettkundene utnyttes for å unngå skadelig overbelastning av nettkomponenter. Mer effektiv håndtering av data og en omforent digital beskrivelse av kraftnettet, er også en forutsetning for utnyttelse av fleksibilitetsressurser på lavere spenningsnivåer.

Kraftsystemutredninger, konsesjonsbehandling og driftskoordineringen nettselskap imellom, er alle prosesser som er avhengige av samme grunnlagsdataene om kraftsystemet, men der datautvekslingen i dag i stor grad foregår manuelt. Driftskoordineringen omfatter imidlertid et større og mer dynamisk informasjonsgrunnlag enn planlegging og utbygging, fordi alle endringer må tas hensyn til og håndteres operativt når de forekommer. Det er likevel store synergier og overlapp mellom bruksområdene til de forskjellige prosessene og hvilke data de baserer seg på. En felles informasjonsmodell for kraftbransjen vil være et viktig steg mot mer digital informasjonsutveksling mellom aktørene og heve kvaliteten på dataene som benyttes som underlag for beslutninger i planlegging og drift. Videre vil det kunne frigjøre tid og ressurser som i dag benyttes til å manuelt samle inn og verifisere data, til den enkelte prosess. Dette kan igjen både bidra til en raskere nettutvikling, og til at det ikke bygges mer nett enn nødvendig, fordi eksisterende nett kan utnyttes bedre.

Olje- og energidepartementet har bedt RME om å utarbeide en gjennomføringsplan for arbeidet med digitalisering og effektiv informasjonsforvaltning, samt å etablere et digitaliseringsforum med deltagelse fra relevante aktører.

Boks 3.17 Om konsesjonsbehandlingen av nettanlegg

For å bygge, eie og drive kraftverk, transformatorstasjoner og kraftledninger på høyere spenningsnivåer, må det søkes om anleggskonsesjon etter energiloven.

Ordningen med konseptvalgutredning og ekstern kvalitetssikring

For nye store kraftledninger (spenningsnivå på minst 300 kV og lengde på minst 20 km) gjelder ordningen med konseptvalgutredning og ekstern kvalitetssikring. Etter ordningen skal nettselskapene gjennomføre en ekstern kvalitetssikring av selskapets behovsanalyse, og en utredning av konseptet. Ordningen ble innført etter Stortingets behandling av Meld. St. 14 (2011–2012) Vi bygger Norge – om utbygging av strømnettet, og er hjemlet i energiloven. Ordningen ble innført for 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 skal gi en uttalelse til utredningen før nettselskapet kan melde og søke om konsesjon (omtalt nedenfor).

Konsesjonsbehandling av nye, store kraftledninger

Konsesjonsbehandlingen av kraftledninger som er lenger enn 20 km og med et spenningsnivå fra og med 300 kV og oppover, starter med utarbeidelse av en melding med forslag til konsekvensutredningsprogram, som sendes NVE. NVE sender meldingen på høring, og fastsetter deretter konsekvensutredningsprogram. Når søknad med konsekvensutredninger mottas, gjennomfører NVE høring og utarbeider innstilling til OED. OED sender NVEs innstilling på høring og forbereder saken for Kongen i statsråd. Kongen i statsråd gir konsesjon ved kongelig resolusjon, og vedtaket kan ikke påklages.

Konsesjonsbehandling av mindre kraftledninger

For mindre kraftledninger gis det anleggskonsesjon av NVE. Kraftledninger og jord- og sjøkabler med spenning 132 kV eller høyere og en lengde på mer enn 15 km i ny trasé, starter med melding med forslag til konsekvensutredningsprogram. NVE sender meldingen på høring før konsekvensutredningsprogrammet fastsettes. Søknad med gjennomførte konsekvensutredninger sendes NVE. For ledningsprosjekter som ikke utløser krav til melding (15 km/132 kV), kan det søkes NVE direkte. Konsekvensutredninger skal da inngå i søknaden. Konsesjonssøknader behandles og avgjøres av NVE. NVEs vedtak kan påklages til Olje- og energidepartementet. Ledninger som inngår i fordelingsnettet, normalt opp til 22 kV, omfattes av en områdekonsesjon. Nye ledninger innen en områdekonsesjon kan bygges i medhold av denne, og konsesjonsbehandles ikke enkeltvis.

3.4.5.5 Mer effektiv konsesjonsbehandling av nett

I enkelte områder er tilgjengelig overføringskapasitet mindre enn summen av forbruksplaner. I flere av disse områdene er det identifisert tiltak i overføringsnettet som kan øke nettkapasiteten. Det er likevel en utfordring at det i mange tilfeller tar lengre tid å øke kapasiteten i overføringsnettet, enn å realisere de aktuelle forbruksplanene.

Særlig for nye, store kraftledningsanlegg går det lang tid fra behovet for tiltak identifiseres til ferdigstillelse av anlegget. Også for mindre kraftledningsanlegg kan det være en utfordring at det i mange tilfeller tar lengre tid å etablere økt nettkapasitet enn å realisere de aktuelle forbruksplanene. Den lange ledetiden må blant annet sees i sammenheng med at utbygging av nettanlegg innebærer store arealinngrep, og har virkninger for natur, miljø og andre arealinteresser. Regelverket for konsesjonsbehandling av nye nettanlegg skal sikre at ulike hensyn ivaretas. På den ene siden bidrar nye nettanlegg til å bedre forsyningssikkerheten og tilrettelegge for nytt forbruk og ny kraftproduksjon. På den andre siden vil andre interesser som blant annet naturmangfold, landskap, friluftsliv, kulturminner og reindrift, kunne bli berørt. Det er flere faktorer som påvirker tidsbruken for konsesjonsbehandlingen, blant annet konfliktnivået mellom ulike interesser og kompleksiteten i det enkelte prosjekt. Lovverket stiller krav til høring og involvering av berørte interesser, og det arrangeres folkemøter og befaringer på flere stadier i prosessen.

Boks 3.18 Nye utfordringer gir behov for nye løsninger (om NOU-utvalget)

Utviklingen med stor pågang av mange og store aktører som ønsker å etablere forbruk raskt, innebærer at det er nødvendig å se om systemet for nettutbygging er rigget for dagens virkelighetsbilde. Det er en utfordring at det tar lang tid å øke nettkapasiteten. Samtidig er det en realitet at det er betydelig usikkerhet knyttet til omfanget av elektrifiseringsprosjekter og etablering av nye næringer framover. At mange forbruksplaner er usikre, innebærer at det er krevende å gjøre samfunnsøkonomiske vurderinger av nettutviklingen framover. Det kan være behov for å gjøre en avveiing mellom risikoen ved å bygge nett vi ikke trenger, versus å bygge raskt nok. Etablering av stort, nytt forbruk som kraft fra land, batterifabrikker, datasenter og hydrogenproduksjon, kan innebære betydelige forbruksøkninger som vil påvirke kraftsystemet. Dette er komplekse problemstillinger som krever grundig utredning. Regjeringen har derfor satt ned et offentlig utvalg som skal vurdere hvordan vi kan sikre en samfunnsmessig rasjonell utvikling av overføringsnettet, gitt det store utfallsrommet vi nå ser for framtidig forbruk og hvilke prosjekter som realiseres.

En viktig del av utvalgets mandat består i å vurdere og kartlegge muligheten for å redusere tiden det tar å utvikle og bygge overføringsnettet. Det er en utfordring at det i mange tilfeller tar lang tid å øke nettkapasiteten, og regjeringens utgangspunkt er at overføringsnettet ikke bør være til hinder for etablering av ny industri og næringsutvikling.

Nettselskapene opererer som regel med et «først til mølla»-prinsipp ved tildeling av kapasitet i nettet. Utgangspunktet er at alle aktører har rett til tilknytning til overføringsnettet, og når nettselskapene håndterer nye henvendelser om forbruk og i konsesjonsbehandlingen av eventuelle nettløsninger for tilknytning av forbruk, tas det ikke stilling til hvilket forbruk det dreier seg om. Samtidig er tilgjengelig nettkapasitet i mange tilfeller og i hvert fall på kort sikt, et begrenset gode. Utvalget skal derfor også vurdere om det kan innføres kriterier for hvordan Statnett og nettselskapene prioriterer mellom nye nettilknytninger.

Etablering av stort nytt forbruk kan innebære betydelig forbruksøkning som kan påvirke kraftsystemet. Utvalget vil på denne bakgrunn også se på mulige forbedringer i systemet med tilknytningsplikt, herunder om adgangen til å dispensere fra tilknytningsplikten bør utvides noe.

Samtidig som konsesjonsbehandlingen skal sikre forsvarlige og helhetlige vurderinger, skal den også være effektiv. Tilgang til overføringsnettet er et premiss for å kunne etablere ny industri og næringsutvikling, og det er derfor en utfordring at forbruksplaner i mange tilfeller har mye kortere ledetid enn økt nettkapasitet. Regjeringen mener derfor at det er grunn til å vurdere muligheten for å redusere myndighetenes tidsbruk.

NVE vil vurdere muligheten for å forenkle konsesjonsprosessen for saker som omhandler rutinemessige vurderinger og saksbehandling, der sakene er tilnærmet like og ikke krever inngående konsekvensutredninger. Dette kan være aktuelt i saker som ikke medfører virkninger for andre parter, overføringer fra et selskap til et annet og en del enklere elektrifiseringssaker. Denne type effektivisering kan frigjøre noe kapasitet til behandlingen av større konsesjonssaker. Regjeringen har også bedt NVE om å foreslå tiltak for å redusere saksbehandlingstiden innenfor gjeldende regelverk.

Samtidig mener regjeringen at den ulike ledetiden for nytt forbruk og nytt nett er en problemstilling av så stor viktighet og allmenn interesse, at det også er satt ned et offentlig utvalg.

I en tid hvor det er mange aktører som ønsker å realisere forbruksplaner, er det viktig å finne hensiktsmessige løsninger på denne problemstillingen.

3.4.6 Forskning og utvikling legger grunnlag for framtidens energisystem

Satsingen på forskning og utvikling er avgjørende for å kunne utnytte norske fornybarressurser enda mer effektivt og miljøvennlig, og legger grunnlag for å utvikle nødvendig teknologi og kompetanse. Regjeringen vil fortsette satsingen på energiforskning for optimal ressursutnyttelse, høyest mulig verdiskaping og næringsutvikling.

Energi21 er den nasjonale strategien for forskning, utvikling, demonstrasjon og kommersialisering av ny, klimavennlig energiteknologi. Strategien skal bidra til en samordnet, effektiv og målrettet forsknings- og teknologiinnsats, der økt engasjement i energinæringen står sentralt. Energi21 gir råd til myndigheter og næringsliv om innretningen og størrelsen på forsknings- og utviklingsinnsatsen som bør gjennomføres, og angir en prioritering mellom ulike satsingsområder. Strategien favner bredt og dekker teknologier innenfor fornybar energi, overføring, lagring og bruk av energi, CO2-håndtering og energi til transportformål.

Energi21-strategien fra 2018 anbefaler å prioritere satsingen på energiteknologi på seks områder

  • digitaliserte og integrerte energisystemer

  • klimavennlige energiteknologier til maritim transport

  • solkraft for et internasjonalt marked

  • vannkraft som ryggraden i norsk energiforsyning

  • havvind for et internasjonalt marked

  • klimavennlig og energieffektiv industri inklusive CO2-håndtering

Satsingsområdet «Digitaliserte og integrerte energisystemer» ligger som en overordnet prioritering. I tillegg trekker Energi21 fram behovet for å videreutvikle en solid kunnskaps- og teknologiplattform for hele bredden av fagområder innenfor energi. Blant annet trekkes hydrogen som energibærer fram som et viktig satsingsområde i framtidens klimavennlige energi- og transportsystem. Videre anbefaler strategien å styrke arbeidet med å påvirke EUs forskningsprogrammer, slik at EUs forskningsagenda inkluderer temaer av felles interesse for EU og Norge.

Styret for Energi21 har startet opp et arbeid med å revidere strategien. Planen er å legge fram en ny strategi våren 2022.

Gjennom Olje- og energidepartementet bevilges det midler til programmer og støtteordninger i Norges forskningsråd, som skal følge opp regjeringens formål med satsingen på energiforskning og prioriteringene i Energi21. Dette gjelder i første rekke det store energiforskningsprogrammet ENERGIX, CO2-håndteringsprogrammet CLIMIT og forskningssentrene for miljøvennlig energi (FME). Støtte gjennom disse har som mål å utløse prosjekter i institutter og energinæringen, som kan bidra til teknologiutvikling som gir kostnadsreduksjoner og økt energieffektivitet, utvikling av nye klima- og miljøvennlige energiteknologier og -løsninger, og til utvikling av en konkurransedyktig energinæring. ENERGIX og CLIMIT er nærmere beskrevet i kapittel 4.7.2.

FME-sentrene arbeider med langsiktige, målrettede og tematiske satsinger innenfor fornybar energi, energieffektivisering, CO2-håndtering og samfunnsvitenskap. Sentrene skal ha potensial for innovasjon og verdiskaping, og er etablert for en periode på inntil åtte år, men vurderes etter fem års virksomhet. Sentrene er satt sammen av sterke forskningsmiljøer og et stort antall brukerpartnere fra næringslivet og offentlig forvaltning. Brukerpartnere skal delta aktivt i senterets styring, finansiering og forskning. Forskningen i sentrene skal styrke innovasjonsevnen i energibransjen, men også stimulere til utdanning av forskere og internasjonalt forskningssamarbeid på energiområdet. Det er etablert ni teknologisk rettede FME-er og to samfunnsvitenskapelige, jf. boks 3.19.

Boks 3.19 Forskningssentre for miljøvennlig energi

Teknologiske FME-er:

  • NCCS – Norwegian CCS Research Centre (SINTEF Energi)

  • ZEN – The Research Centre on Zero Emission Neighbourhoods in Smart Cities (NTNU)

  • HighEFF – Centre for an Energy Efficient and Competitive Industry for the Future (SINTEF Energi)

  • MoZEES – Mobility Zero Emission Energy Systems (IFE)

  • NTRANS – Norwegian Centre for Energy Transition strategies (NTNU)

  • Bio4Fuels – Norwegian Centre for Sustainable Bio-based Fuels and Energy (NMBU)

  • SuSolTech – Research Centre for Sustainable Solar Cell Technology (IFE)

  • HydroCen – Norwegian Research Centre for Hydropower Technology (NTNU)

  • NorthWind – Norwegian Research Centre on Wind Energy (SINTEF Energi)

Samfunnsvitenskapelige FME-er:

  • INCLUDE – INCLUsive Decarbonization and Energy transition – a centre for socially inclusive solutions through co-creation with stakeholders (UiO)

  • CINELDI – Centre for intelligent electricity distribution -to empower the future smart grid (SINTEF Energi)

Fotnoter

1.

Virtuelle kraftverk er en betegnelse på digital samkjøring av en rekke mindre og spredte kraftverk basert på sol, bio og vind. Gjennom den digitale samkjøringen opptrer dette som et samlet kraftverk.

2.

De modne prosjektene i planleggingsfasen er i Kraft fra land-studien Troll B, Troll C, Oseberg Feltsenter, Oseberg Sør, Sleipner Øst og Melkøya landanlegg. Etter at Kraft fra land-studien ble ferdigstilt i 2020 er det tatt investeringsbeslutning for Sleipner Øst og Troll B og C.

3.

For elektrifiseringstiltak innen transport tar Klimakur utgangspunkt i målformuleringene fra Nasjonal transportplan (NTP 2018-29). I tillegg ble muligheten for at 70 pst. av nye ikke-veigående kjøretøy er elektriske i 2030 utredet. For sjøfart ble det utredet tiltak innen elektrifisering av ferger og skip, landstrøm og bruk av mer strøm til havbruk.

4.

De modne prosjektene i planleggingsfasen er i Kraft fra land-studien Troll B, Troll C, Oseberg Feltsenter, Oseberg Sør, Sleipner Øst og Melkøya landanlegg. Etter at Kraft fra land-studien ble ferdigstilt i 2020 er det tatt investeringsbeslutning for Sleipner Øst og Troll B og C.

5.

LNG-anlegget på Melkøya var ikke inkludert, da dette inngikk i studien Kraft fra land til norsk sokkel 2020

6.

I rapporten om elektrifisering av landbasert industri ble det også identifisert tiltak definert som indirekte elektrifisering, og som kan øke kraftbehovet med ytterligere 10 TWh. Denne forbruksøkningen er ikke inkludert i økningen på 23 TWh.

7.

Potensialet inkluderer ikke påslag for økte tilsig som følge av klimendringer.

8.

https://presse.enova.no/pressreleases/210-millioner-til-framtidens-energisystem-2829629

9.

Økodesignforordning 814/2013 forbyr omsetning av elektriske varmtvannsberedere ≥ 300 liter. Bruken av elektriske varmtvannsberedere som fleksibilitetskilde i Norge avhenger av at Norge ikke gjennomfører gjeldende forordning 814/2013 eller den kommende reviderte versjonen av 814/2013 dersom Kommisjonen velger å opprettholde og i tillegg utvider forbudet til også å omfatte varmtvannsberedere < 300 liter.

Til dokumentets forside