10 Utviklingen i kraftproduksjonen

På samme måte som for utviklingen i energibruken er det et stort utfallsrom for utviklingen i produksjon. Samtidig bestemmes denne utviklingen mer eksplisitt politisk. Så lenge kostnadene for ny kraftproduksjon er lavere enn forventningene til kraftprisen fremover, blir det avgjørende hvor mye ny produksjon det gis tillatelse til.

Teknologiutviklingen gir også noe usikkerhet, men først og fremst ved at fremtiden kan by på nye muligheter. Det er sikkert at det er veldig mye ny kraftproduksjon som enten er lønnsom allerede, eller som vil bli det innen 2050.

Dersom det gis konsesjon til et prosjekt, er det i dagens system en bedriftsøkonomisk vurdering om det skal investeres eller ikke. For en utbygger må inntektssiden forsvare investeringen, og det er stort sett kun gjennom salg av kraft at utbyggeren får inntekter.

Energikommisjonens mandat ber om vurderinger av samfunnsøkonomisk lønnsom kraftproduksjon. Samfunnsøkonomisk lønnsomhet betyr at summen av nytten er større enn kostnadene for samfunnet, både det som kan prissettes og det som ikke kan prissettes. Fordelene ved ny kraftproduksjon må være større enn skadene og ulempene. Normalt må vesentlige deler av denne vurderingen være kvalitative/skjønnsmessige, da det i mange tilfeller ikke er praktisk mulig å økonomisk verdsette eller kvantifisere skader og ulemper for natur og samfunn ved utbygging av fornybar energi.

På et overordnet nivå kan det kun gjøres generelle vurderinger av typiske miljøvirkninger fra ulike typer kraftproduksjon. En prioritering mellom ulike former for fornybar kraftproduksjon må derfor ta utgangspunkt i typiske miljøvirkninger, kostnader og virkemåte.

10.1 Konsesjonsinstituttet

Det kreves i de fleste tilfeller konsesjon (tillatelse) for å få bygge, eie og drive et kraftverk. Hovedformålet med konsesjonsinstituttet er at myndighetene kan regulere og kontrollere kraftproduksjonen slik at den utvikler seg på en samfunnsmessig rasjonell måte og med minst mulig negative konsekvenser. En grundig konsesjonsprosess bidrar til å sikre god ressursutnyttelse, redusere negative virkninger og å fremme lokal forankring og aksept for prosjektene. For å gi konsesjon skal fordelene for samfunnet overstige skadene og ulempene.

Konsesjonsbehandlingen har avgjørende betydning for hva som kan realiseres av ny kraftproduksjon. I tillegg er det en forutsetning å ha tilgang til utnyttbare ressurser, arealer og kraftnett.

10.1.1 Konsesjonspliktige tiltak

For vannkraft er det nødvendig med konsesjon knyttet til ressursutnyttelse som forankres i vassdragsreguleringsloven og vannressursloven. Store vannkraftanlegg må også ha konsesjon etter vannfallrettighetsloven. Småkraftverk behandles etter vannressursloven og har enklere sakbehandlingsregler enn store vannkraftverk.

Vindkraft på land over en viss størrelse og kraftledninger med høy spenning må ha konsesjon etter energiloven. For kraftledninger på lavere spenningsnivå i distribusjonsnettet gis nettselskapene en generell områdekonsesjon. Det betyr at det ikke er nødvendig å søke konsesjon for hvert enkelt anlegg.

Solkraft er konsesjonspliktig etter energiloven dersom det må etableres høyspenningsanlegg eller hvis eier av solkraftanlegg ønsker å etablere lavspenningsledninger til nabobygg for salg av kraft.

Fjernvarmeanlegg over en viss størrelse er omfattet av energiloven, og konsesjonsplikten utløses også dersom anlegget forsyner eksterne forbrukere.

Havenergiloven og havenergilovforskriften gir detaljert regulering av forvaltningen av ressursene til havs, herunder en beskrivelse av prosessen for konsesjonsbehandlingen av fornybar energiproduksjon utenfor grunnlinjen. I henhold til havenergiloven skal havområder åpnes av Kongen i statsråd før tiltakshavere kan søke om konsesjon til å bygge, eie og drive fornybar energiproduksjon til havs.

Fornybar energiproduksjon innenfor grunnlinjen behandles etter energiloven, men omfattes av bestemmelsen om åpning i havenergiloven.

Det er formelt mulig å søke om tillatelse til å etablere kjernekraftverk i Norge, men det er ikke utviklet detaljert regelverk for kommersielle kjernekraftverk.

NVE er vedtaksmyndighet for alle konsesjonspliktige tiltak som behandles etter energiloven, med unntak av større kraftledninger (transmisjonsnettet) som avgjøres av Kongen i statsråd. Tiltak som behandles etter vassdragsreguleringsloven, samt større tiltak etter vannressursloven, avgjøres av Kongen i statsråd eller av Stortinget. Mindre tiltak som behandles etter vannressursloven avgjøres av NVE eller kommunen. Olje- og energidepartementet er vedtaksmyndighet etter havenergiloven. Alle konsesjoner gis på bestemte vilkår som regulerer forholdet mellom konsesjonæren og de allmenne interessene.

Olje- og energidepartementet er klageinstans for konsesjonsvedtak fattet av NVE og kommunen, mens det ikke er klageadgang i saker der konsesjon avgjøres av Kongen i statsråd eller av Stortinget. Olje- og energidepartementet er vedtaksmyndighet i havvindsaker, og vedtak i slike saker kan påklages til Kongen i statsråd.

10.1.2 Saksbehandling

Forvaltningsloven gir generelle regler om saksbehandlingen. Loven inneholder regler om blant annet saksforberedelse og klage over enkeltvedtak, og kommer i tillegg til de spesielle saksbehandlingsreglene i energi- og vassdragslovgivningen. Nye produksjons- og overføringsanlegg skal også avklares mot andre relevante lover, eksempelvis naturmangfoldloven, kulturminneloven, forurensningsloven, vegloven og havne- og farvannsloven. Saksgangen er mer omfattende for store energianlegg enn for små anlegg.

Et viktig formål med konsesjonsbehandlingen er at de ulike interessene skal bli hørt og vurdert, og at det settes vilkår for å ivareta hensynet til miljø og samfunn. Offentlige høringer i konsesjonsbehandlingen av energianlegg er et lovfestet krav, og høringsinnspillene utgjør en viktig del av kunnskapsgrunnlaget i konsesjonsvurderingen. For utbyggingsplaner som berører samiske interesser skal Sametinget og reinbeitedistriktene konsulteres direkte i tillegg til den ordinære høringen.

Tiltak som krever konsesjon etter energiloven, vannressursloven eller vassdragsreguleringsloven har krav om konsekvensutredning etter plan- og bygningsloven. For de fleste store tiltak er det også krav til melding med et forslag til utredningsprogram. Eksempel på saksgang for et meldepliktig tiltak er vist i figur 10.1.

Forstørr bilde

NVE (2022) og Energikommisjonen.

Solkraftanlegg og opprustnings- og utvidelsesprosjekter har i dag ikke krav til melding. Vindkraftanlegg til havs er meldepliktige etter havenergiloven, og det skal utarbeides en prosjektspesifikk konsekvensutredning som skal følge konsesjonssøknaden.

Etter at det er gitt konsesjon til utbygging av et energianlegg på land, må konsesjonæren lage en detaljert plan som beskriver hvordan anlegget skal bygges i tråd med konsesjonen. Planen skal godkjennes av NVE før byggestart, og erstatter kommunal byggesaksbehandling etter plan- og bygningsloven.

10.1.3 Endringer i behandlingen av vindkraft på land og til havs

Konsesjonsbehandlingen av nye prosjektsøknader om vindkraftanlegg på land ble midlertidig stanset etter at Nasjonal ramme for vindkraft ble lagt frem i april 2019. I perioden som fulgte gikk Olje- og energidepartementet gjennom konsesjonsbehandlingen, med mål om å forbedre og se på innstramminger av datidens praksis.

I juni 2020 la regjeringen Solberg frem Meld. St. 28 (2019–2020) om endringer i konsesjonsbehandlingen av vindkraft på land. I stortingets behandling av denne i desember 2020, jf. Innst. 101 S (2020–2021), ble det lagt stor vekt på kommunens rolle i fremtidig behandling av vindkraft, og det ble anmodet om at planlegging og bygging av vindkraftanlegg skal innlemmes i plan- og bygningsloven.

I juni 2021 ble det åpnet for å gjenoppta sluttbehandlingen av enkelte saker, dersom vertskommunen anmodet om det. I april 2022 ble det åpnet for behandling av meldinger om nye vindkraftprosjekt, dersom vertskommunen samtykker.

Saksbehandlingen av meldinger og søknader om nye vindkraftverk skal legge til grunn de endringene og hensynene som følger av vindkraftmeldingen og stortingets behandling av denne, og som kan gjennomføres uten lov- og forskriftsendringer. En innlemming av vindkraft i plan- og bygningsloven krever lovendring, og dette følges opp av Olje- og energidepartementet og Kommunal- og distriktsdepartementet.

Olje- og energidepartementet åpnet i juni 2021 høring av ny veileder for arealtildeling, konsesjonsprosess og søknader for vindkraft til havs, samt forslag til endringer i havenergiloven og havenergilovforskriften. Et forslag til endringer i havenergiloven ligger nå til behandling i stortinget. NVE har også fått i oppgave å identifisere nye områder for utbygging av både bunnfast og flytende havvind.

Regjeringen har besluttet å lyse ut første fase av Sørlige Nordsjø II og Utsira Nord innen utgangen av første kvartal 2023. Olje- og energidepartementet sendte i begynnelsen av desember 2022 ut et høringsnotat med forslag til prekvalifiseringskriterier, auksjonsmodell og en eventuell støtteordning for første fase av Sørlige Nordsjø II, samt kvalitative kriterier og støtteordning for Utsira Nord. Høringsfristen var 6. januar 2023.

Forslaget for Sørlige Nordsjø II innebærer at aktører som vil delta i auksjonen om tildeling av areal må prekvalifiseres, samt at det settes et tak for antall søkere som kan bli prekvalifisert. Aktørene blir målt på kriterier som skal bidra til at utbyggingen av havvind i Norge gjøres på en bærekraftig måte, og gir positive ringvirkninger for samfunnet. Prekvalifiserte søkere vil deretter få muligheten til å delta i en auksjon. Dersom det er behov for statsstøtte, er forslaget at dette gjøres gjennom en tosidig differansekontrakt.

For Utsira Nord er det foreslått fem kvalitative kriterier som vil vurderes samlet; kostnadsnivå, bidrag til innovasjon og teknologiutvikling, gjennomføringsevne, bærekraft og positive lokale ringvirkninger. På et senere tidspunkt vil regjeringen avholde en konkurranse om støtte blant disse aktørene. De to aktuelle modellene for støtte er toveis differansekontrakter, slik som på Sørlige Nordsjø II, eller ren investeringsstøtte.

10.2 Kostnader for utbygging og verdien av produksjonen

Norge har et godt utgangspunkt for omstilling til lavutslippssamfunnet de kommende årene. Våre vann- og vindressurser er godt egnet for fornybar kraftproduksjon, og legger et grunnlag for lavere kostnader i kraftproduksjonen enn i de fleste andre land.

Kostnadene for produksjon av fornybar energi har falt mye de siste tiårene. En kombinasjon av målrettet politisk støtte og markedsinteresse har bidratt til å gjøre flere fornybarteknologier konkurransedyktige. Flere land har for eksempel tatt i bruk fornybar energi som et politisk virkemiddel, se kapittel 6. Generelt har ulike støtteordninger stimulert til læring, økt konkurranse og billigere prosjekter. For næringen har økt utbygging gitt skalafordeler, som sammen med økt konkurranse i leverandørkjedene har bidratt til fallende kostnader.

De naturgitte forholdene i Norge, slik som solinnstråling, nedbør, topografi og vindforhold, avgjør sammen med den teknologiske utviklingen hvilken type fornybar energi som kan produsere kraft til lavest kostnad. Generelt er det vindkraft på land som kan produsere ny kraft til lavest kostnad per kWh i Norge. I tillegg er det mest vindkraftproduksjon i vinterhalvåret når behovet er størst. Også vannkraftprosjekter kan ha lave kostnader. Storskala solkraft har utsikter til lave nok kostnader til at prosjekter kan bli lønnsomme i markedet. Solkraft i mindre skala, f.eks. på bygninger, følger samme trend, men kostnadene her er noe høyere. Vindkraft til havs vil trolig få en vesentlig reduksjon i kostnadene på mellomlang sikt. Flytende vindkraftverk har høyere kostnader enn bunnfast vindkraft.

NVE følger utviklingen i kostnader for de aktuelle formene for kraftproduksjon. I figur 10.2 vises NVEs vurdering av kostnadsnivåene i 2021 og 2030 for ulike former for kraftproduksjon. Kostnadsnivået er oppgitt som LCOE («levelized cost of energy») – kalt energikostnaden. Energikostnaden reflekterer kapitalkostnader og driftskostnader, men ikke skatter og avgifter. Kostnadsnivået angis per kWh, og tar ikke hensyn til at produksjonen fra de ulike teknologiene i varierende grad er regulerbare og derfor har ulik verdi i markedet.

Figur 10.2 viser at kostnadene i 2021 ligger under 50 øre/kWh for landbasert vindkraft, bakkemontert solkraft og vannkraft. Innen 2030 forventer NVE at kostnadene vil falle, slik at også solkraft på store flate tak kommer lavere enn 50 øre/kWh. Bunnfast vindkraft i norske havområder vil også ha kostnader rundt 50 øre/kWh i NVEs fremskriving av kostnadene.

Forstørr bilde

NVE (2022).

Vi kan forvente at kostnadene for sol- og vindkraft vil fortsette å falle, da økt utbygging av slike anlegg gir erfaring og kunnskap med tilhørende effektiviseringsgevinster.

10.2.1 Verdien av kraftproduksjonen varierer

Det er ikke bare kostnaden som varierer mellom de ulike fornybarteknologiene. Også verdien av kraften, altså prisen de oppnår for kraften i markedet, varierer. Ettersom kraftmarkedet endres over tid, vil også konkurransen endre seg.

Regulerbar vannkraft kan produsere når prisene er høye, og spare vannet når prisene er lave, og kan dermed oppnå en høyere betaling per produsert kWh enn vannkraftverk som ikke kan reguleres. Denne verdien vil øke over tid, i og med at mye av det som kommer til erstatning for fossil kraftproduksjon ikke er regulerbart.

Produksjonsprofilene til de ulike teknologiene er forskjellige. Solkraft og uregulert vannkraft produserer mest om sommeren, mens vindkraft produserer mest om vinteren. Solkraft produserer dermed når prisene normalt er lavere enn gjennomsnittet over året, mens vindkraft produserer mer når prisene er høyere. Samlet gir det vindkraftproduksjon høyere verdi enn uregulert vannkraft og solkraft.

NVE har i sin langsiktige kraftmarkedsanalyse vurdert utviklingen av oppnådde priser for fem fornybarteknologier. Figur 10.3 viser at regulerbar vannkraft vil øke i verdi mot 2040. Av de uregulerbare fornybarteknologiene oppnår vindkraft de beste prisene, og er dermed mest verdifull.

Forstørr bilde

¹ Verdien er beregnet som prosentvis oppnådd inntekt sammenlignet med gjennomsnittlig kraftpris.

NVE (2021) og Energikommisjonen.

10.2.2 Vannkraft

Vannkraften er en moden teknologi med lang historie. Globalt er vannkraften den største fornybare energiteknologien målt i både ytelse og produksjon, og mulighetene den gir for lagring og fleksibilitet er særegen.

Vannkraften har blant de laveste utbyggingskostnadene for ny produksjon med 35 øre/kWh for store vannkraftanlegg (>10 MW) og 39 øre/kWh for små vannkraftanlegg (<10 MW). Det er riktignok variasjon i kostnader mellom prosjektene. Dette nivået har vært stabilt gjennom mange år, og NVE tror kostnadsnivået vil holde seg slik også i årene fremover (NVE, 2019).

Potensialet for kostnadsreduksjoner for vannkraftteknologien er mindre enn for andre nyere teknologier, siden vannkraft har eksistert i lang tid. Små forbedringer kan imidlertid ha stor verdi.

10.2.3 Vindkraft på land

Vindkraft er en av de raskest voksende fornybarteknologiene i verden. Den gjennomsnittlige kostnaden for å produsere vindkraft falt 56 prosent mellom 2010 og 2020. Bare i Norge ble kostnadene ved å produsere vindkraft redusert med nær 40 prosent mellom 2012 og 2019 (Meld. St. 28 (2019–2020)).

De siste par årene har imidlertid vindkraftindustrien blitt rammet av økte priser på råmaterialer og komponenter, slik som stål, som gjør det dyrere å produsere turbinene. Etterspørselen etter ny vindkraft globalt forventes likevel å fortsette å være stor (IEA, 2021).

Vindturbinteknologien har utviklet seg svært raskt de siste årene, og både installert effekt, totalhøyde og lengde på rotorbladene har økt (NVE, 2019). Rotordiameteren globalt økte i snitt fra 82 meter i 2010 til 119 meter i 2020, en økning på 46 prosent. Noen av de nyeste vindkraftverkene i Norge har rotordiameter på 150 meter. Utvikling i avanserte styresystemer gjør også at turbinene kan utnytte vinden og klimatiske forhold bedre enn før (Irena, 2022).

10.2.4 Vindkraft til havs

Det er teknisk mer utfordrende å bygge vindkraft til havs enn på land, og derfor koster det mer. Det kreves andre fundamentløsninger, installasjonsmetoder og drifts- og vedlikeholdsoperasjoner. Samtidig kan det være mer å hente ved bedre vindforhold og muligheten for å installere større turbiner med høyere ytelse til havs enn på land, noe som gir mer energiproduksjon.

Vindkraft til havs har hatt et tiår i sterk vekst internasjonalt, og kostnadene har blitt redusert både gjennom teknologiutvikling og utbygginger i større skala. I perioden mellom 2010 og 2020 falt det globale gjennomsnittet av LCOE for havvind med 48 prosent. Samtidig økte den gjennomsnittlige prosjektstørrelsen fra 136 MW til 301 MW (Irena, 2022).

Havvind har i de fleste tilfeller mottatt offentlig støtte, for eksempel ved at det offentlige har dekket utredningskostnader, nettkostnader eller gjennom direkte subsidier (Meld. St. 28 (2019–2020)).

Kostnadene for bunnfast vindkraft, inkludert nett- og finansieringskostnader ligger i området 50–120 øre/kWh. Mot 2040 forventes kostnaden å falle til 35–75 øre/kWh (Statnett, 2022) (Wind Europe, 2019).

I Norge vil kostnadene ofte være høyere enn lenger sør i Europa, fordi havområdene våre er dype og avstanden til land er lenger. NVE anslår at et bunnfast vindkraftverk bygget i dag på Sørlige Nordsjø II (1 400 MW) vil ha en kostnad på 78 øre/kWh, noe som kan falle til mellom 48 og 68 øre/kWh i 2030.

Vindkraft kan også installeres på flytende fundamenter. Teknologien er under utvikling, og kostnadsnivået er foreløpig vesentlig høyere enn for bunnfast vindkraft. Men også her forventes reduserte kostnader på sikt, fra over 120 øre/kWh i dag til rundt 50 øre/kWh mot 2050. (Menon, 2022). For Norge anslår NVE at et flytende vindkraftverk på Utsira Nord (500 MW), bygget i dag, vil koste 135 øre/kWh, og mellom 72 og 110 øre/kWh i 2030 (Olje- og energidepartementet, 2021).

10.2.5 Solkraft

Solkraft blir stadig billigere og mer effektiv, og er den produksjonsteknologien som vokser raskest i verden i dag, målt i ytelse. I mange markeder er sol allerede den mest konkurransedyktige fornybare energikilden (IEA, 2021). Kostnaden for å produsere storskala solkraft falt i gjennomsnitt med 85 prosent i tiårsperioden 2010–2020 (Irena, 2021).

Solkraftens lønnsomhet er avhengig av type installasjon, geografisk plassering og kraftprisutviklingen. Hvor mye energi en solcelle produserer er avhengig av solinnstråling, lufttemperatur og refleksjon fra snø (NVE, 2022). Kostnadene er lavere når solkraft installeres i stor skala, som på store tak, enn på små hustak selv om kostnadene faller også her (Irena, 2022).

I Norge utgjør solkraft en liten del av vår totale kraftproduksjon. Mesteparten av solkraften er installert på tak, og er stort sett knyttet til strømnettet (90 prosent). Med fallende kostnader og ytterligere teknologiutvikling forventer NVE at solkraft vil kunne konkurrere med både vind- og vannkraft i 2030, og gi et større bidrag til kraftproduksjonen i Norge enn i dag (NVE, 2021).

Den privatøkonomiske vurderingen av mindre solkraftinstallasjoner på privathus er vesentlig annerledes enn lønnsomhetsvurderinger av bakkemontert solkraft i kommersiell skala. Solkraft på tak gjør at det blir mindre behov for å kjøpe kraft fra nettet, slik at det er mest relevant å måle kostnaden ved slik solkraft opp mot kostnaden ved å kjøpe kraft fra nettet, inkl. avgifter, nettleie mv.

10.2.6 Kjernekraft

Kjernekraft er ikke en fornybar energikilde, men er ofte ansett som svært ren grunnet de lave CO₂-utslippene. Det store potensialet i kjernekraften gjør at produksjonen, selv om den ikke er fornybar, isolert sett kan kalles bærekraftig.

Basert på erfaringen fra nylige kjernekraftprosjekter i Finland og Storbritannia, vet vi at det er lang utviklingstid og høye kostnader forbundet med teknologien.

Kraftverket Hinkley Point C i Storbritannia har en avtalt pris på 92,5 pund per MWh, eller noe over 100 øre/kWh, som skal indeksreguleres fra 2012. Prosjektet har vært under bygging siden 2016, og forventes å settes i drift i 2027. Kraftverket på 3260 MW har en investeringskostnad på ca. 300 mrd. kroner (EDF, 2022) (BBC, 2022).

Olkiluoto 3 fikk tillatelse av finske myndigheter i 2003, og skulle etter planen settes i drift i 2009. Kraftverket har blitt utsatt en rekke ganger på grunn av store kostnadsoverskridelser og forsinkelser som følge av tekniske problem. Per januar 2022 er Olkiluoto 3 ute av drift. Kostnaden per kWh er usikker, men anlegget på 1600 MW har kostet rundt 100 mrd. kroner å bygge, som er mer enn tre ganger den budsjetterte investeringen (Europower, 2022).

Samtidig er det stadig teknologiutvikling innen kjernekraft, og IEA peker på et behov for utvikling av små kjernekraftverk og fjerdegenerasjons kjernekraftverk på 2030-tallet. I sin siste langsiktige prognose for Sverige anslår Energimyndigheten en energikostnad for ny kjernekraft på 60 øre/kWh (Energimyndigheten, 2021). Sverige har erfaring med kjernekraft, og infrastruktur bl.a. for lagring, slik at det nok vil være mer kostbart å bygge kjernekraft i Norge, særlig for de første kraftverkene.

Den nye svenske regjeringen ønsker en storsatsing på kjernekraft, og vil instruere Vattenfall til å påbegynne planleggingen av ny kjernekraft (Energi og klima, 2022). Vattenfall gjør nå en forstudie av mulighetene for å bygge små, modulære kjernekraftverk i Sverige.

Kjernekraftverk har høye kapitalkostnader og relativt sett lavere driftskostnader, slik at energikostnaden blir sterkt påvirket av utnyttelsesgraden, eller brukstiden. OECD anslår at energikostnaden fra nye kjernekraftverk er ca. 60-80 USD/MWh, som er i samme størrelsesorden som Energimyndighetens anslag. Da er det forutsatt en effektfaktor på over 80 prosent, altså en brukstid på mer enn 7000 timer (OECD, 2020).

10.2.7 Andre teknologier

Det finnes flere teknologier som kan produsere elektrisitet enten fornybart eller uten utslipp. Det er også mulig å bygge nye fossile kraftverk, eller termiske kraftverk som fyres med bioenergi. I begge tilfeller kan CO₂-utslippene fanges og lagres. Bølgekraft, geotermisk energi og høydevind er også teknologier som ofte nevnes som lovende.

Felles for disse teknologiene er at det ikke er lett tilgjengelige kostnadstall, fordi de er lite utbredt og/eller fortsatt i en utviklingsfase. Energikommisjonen har ikke vurdert andre teknologier enn vannkraft, vindkraft, solkraft og kjernekraft for perioden mot 2050. Likevel går teknologiutviklingen videre, og ingenting bør utelukkes.

10.3 Natur og miljø

En stor utfordring fremover blir å bygge ut mye fornybar kraftproduksjon og samtidig ta vare på naturverdiene og naturgodene som vi er sterkt avhengig av. All energiproduksjon og tilhørende overføringsnett har konsekvenser for naturmiljøet i større eller mindre grad og dermed også ulike bruks- og næringsinteresser. Påvirkningen avhenger av teknologi, hvor anlegg bygges og hvordan de bygges. I de følgende delkapitler beskrives typiske virkninger av de ulike teknologiene.

10.3.1 Vannkraft

Vannkraftproduksjon påvirker først og fremst vassdragsnaturen. Mange av landets vassdrag er allerede regulert til kraftproduksjon eller berørt av andre vassdragstiltak (dammer, vannuttak, flomvern m.m.).

Fysiske inngrep i forbindelse med vannkraftutbygging er damanlegg, anleggsveier, kraftstasjon, rørgater/vannveier, kraftverksavløp, massedeponier og kraftledninger. Andre påvirkninger er hydrologiske og morfologiske endringer, for eksempel vannstandsvariasjon i magasiner, redusert vannføring i elven, endret vannføring over året eller mellom sesonger og redusert massetransport. Eksempler på miljøverdier og interesser som kan bli berørt av vannkraftutbygging er fisk og fiske, naturmangfold, landskap, friluftsliv, reiseliv, kulturminner og villrein.

I ferskvann finnes 195 truede arter som utgjør 7,1 prosent av de truede artene i Norge. Vannkraftutbygging er en av flere faktorer som bidrar til å øke risikoen for at en del av disse artene kan dø ut. Elvemusling og laks er eksempler på arter som står i fare for å bli utryddet. Ål er vurdert som sterkt truet på grunn av stor nedgang i populasjonsstørrelsen (Artsdatabanken, 2021). Mange ål dør av skader fra vannkraftturbiner.

Norge har en internasjonal forpliktelse til å ta vare på bestanden av Nord-Atlantisk laks i henhold til konvensjonen til vern av laks fra 1982. En tredjedel av den totale bestanden av Nord-Atlantisk laks finnes i Norge. Ordningen med nasjonale laksevassdrag og laksefjorder omfatter 52 nasjonale laksevassdrag og 29 nasjonale laksefjorder hvor bestandene skal beskyttes mot inngrep og aktiviteter som kan ha negativ påvirkning. I de nasjonale laksevassdragene vil det derfor være en særskilt høy terskel for å tillate ny vannkraftutbygging som kan skade villaksen.

Mange verdier relatert til miljø, opplevelse, kultur og bruk er knyttet til vassdragene våre. Fosser, vann og vassdrag er en viktig del av opplevelsen av norsk natur. Når vannføringen på påvirkede elvestrekninger reduseres, eller det oppstår tørrlagte reguleringssoner omkring vannkraftmagasiner, forringes ofte også naturopplevelsen. På vinteren kan reguleringer føre til utrygg is og barrierer for ferdsel. Positive sider av vassdragsregulering er for eksempel bidrag til redusert flomfare og annen samfunnsnyttig bruk som tapping av vann til irrigasjon.

Opprusting- og utvidelsesprosjekter (O/U) kan innebære å modernisere eller automatisere kraftverket når det nærmer seg forventet levetid (opprusting), eller mer omfattende ombygging for å utnytte mer vann eller øke fallhøyden (utvidelse). Opprusting har generelt få miljøvirkninger. Utvidelser medfører ofte nye naturinngrep, men ikke i alle tilfeller.

Pumpekraftverk antas å ha relativt små miljøkonsekvenser dersom man bygger anlegg som utnytter magasiner i tilknytning til eksisterende kraftverk og infrastruktur som veier og nett. Døgnregulering som medfører hyppige vannstandsendringer vil potensielt kunne føre til økt erosjon og påvirkning på fiskebestander og næringsdyr, særlig der kraftverket har utløp i elv. Pumping av vann fra et magasin til et høyereliggende magasin i samme vassdrag eller mellom to magasiner fra ulike nedbørfelt, kan gi risiko for overføring av fremmede arter. Siden pumpekraft foreløpig er lite utbredt i Norge, er det relativt få erfaringer om miljøvirkningene av pumpekraftverk.

Små vannkraftverk bygges ofte i bratte elver og bekker hvor det er mulig å utnytte stor fallhøyde. Ressurskartleggingen for små kraftverk utført av NVE viser at mange av de egnede lokalitetene for slike kraftverk er konsentrert i kyst- og fjordområder, særlig på Vestlandet, områder som er nedbørsrike og har bratt terreng. Dette indikerer at bestemte natur- og landskapstyper, for eksempel fjordlandskap, kan være mer eksponert for påvirkning fra småkraft enn andre områder. Bekkekløfter og fossesprøytsoner er eksempler på naturtyper som kan bli særlig berørt av småkraftutbygging. Småkraftverk kan også påvirke fiskepopulasjoner og hekkelokaliteter for fossekall som ofte holder til ved mindre elver og bekker. Arealinngrepene i forbindelse med småkraftverk domineres av vegbygging og trasé for rørgate.

10.3.2 Vindkraft på land

Vindkraftverk på land, med turbiner, veier og oppstillingsplasser, krever store arealer. Vindkraft er en type utbygging der inngrepene er relativt like fra prosjekt til prosjekt. Dette gjør at det både er mulig og meningsfullt å angi noen standardstørrelser for arealbruk. Det arealet som vindkraftanlegget skal plasseres innenfor med veier, oppstillingsplasser og vindturbiner kalles planområdet. I tillegg til planområdet påvirkes også nærområdet (naboskapet til anlegget). Ifølge NVE (2022) er typiske verdier for arealeffektiviteten til vindkraft når det gjelder direkte påvirket areal (planområdet) 35 km²/TWh. Typetallet for det direkte inngrepet, inkludert veiene, er 1,6 km²/TWh. En utvikling med større turbiner indikerer en forbedring i arealeffektiviteten de senere årene. Denne effekten er begrenset, siden veiene utgjør i størrelsesorden 80 prosent av inngrepet.

Høyden på turbinene og lokalisering på eksponerte steder i terrenget gjør at vindkraftverk vil være synlige over store avstander, og ofte ha en dominerende virkning i landskapet. Utenfor nærområdet er det den visuelle effekten av vindkraftverket som er den mest fremtredende virkningen. I plan- og nærområdet er i tillegg støy, skyggekast og risiko for iskast ofte sentrale virkninger. Av hensyn til luftfartssikkerheten kreves lysmerking av vindkraftanlegg. Lysmerking kan oppleves som lysforurensning.

Det generelle bildet fra konsesjonsgitte vindkraftprosjekter i Norge når det gjelder miljøpåvirkninger viser store forskjeller mellom lokalitetene. Vindkraftutbygging kan føre til tap eller fragmentering av naturtypeforekomster. Fugl og arter som reinsdyr og flaggermus kan være utsatt ved vindkraftutbygging. Mange viktige leveområder for disse artene er allerede under sterkt press fra flere påvirkningsfaktorer. Kollisjoner, tap av leveområder og fortrengning på grunn av forstyrrelser er aktuelle konsekvenser for fugl av vindkraftutbygginger. Trekkfugler følger ofte bestemte trekkruter vår og høst, og kan bli påvirket om vindkraftverk plasseres i trekkrutene.

Reindrift og vindkraft er potensielt konfliktfylt. Både svenske og norske studier konkluderer med en negativ påvirkning fra vindkraftverk på tamreinens arealbruk. Reindrift er en arealkrevende næring, og omtrent 40 prosent av det norske landarealet er i dag reindriftsområder. Ofte konkurrerer reindrift og vindkraftverk om de samme høytliggende områdene. Der er det gode vindforhold for vindkraft, men også gode beite- og luftingsområder for reindrift. Tap av beitearealer, stress- og atferdsendringer hos rein er mulige følger ved utbygging av vindkraftverk (NVE, 2022).

Artikkel 27 i FNs konvensjon om sivile og politiske rettigheter (ICCPR) setter grenser for statens adgang til å gripe inn i minoriteters kulturutøvelse. Bestemmelsen må ses i sammenheng med Grunnloven § 108 som pålegger staten å legge forholdene til rette for at den samiske folkegruppen kan sikre og utvikle sitt språk, sin kultur og sitt samfunnsliv. I Fosen-dommen (HR-2021-1975-S) konkluderte Høyesterett med at vindkraftutbyggingen på Storheia og Roan på Fosen i Trøndelag krenket reineierne i det berørte reinbeitedistriktets rettigheter etter artikkel 27 i FN-konvensjonen. I dommen ble det vektlagt at reineierne på Fosen drev reindrift med små marginer, at den sørsamiske kulturen var særlig sårbar, at det kunne vært valgt andre utbyggingsalternativer i området som var mindre inngripende for reindriften og at det ikke var truffet tilfredsstillende avbøtende tiltak (Norges Høyesterett, 2021). Dommen viser at det både ved etablering av vindkraftanlegg og andre inngrep i områder av betydning for reindriften, må tas hensyn til den samiske minoritetens kulturutøvelse. Hvilke inngrep som tillates må vurderes konkret i hvert enkelt tilfelle.

Ordlyden i artikkel 27 åpner i utgangspunktet ikke for at statene kan foreta en interesseavveining mellom urfolks rettigheter og andre legitime formål. I dommen vises det til at dette kan stille seg annerledes hvis ulike grunnleggende rettigheter står mot hverandre. Retten til miljø kan være relevant i en slik sammenheng, men i Fosen-saken var det imidlertid ikke påvist noen kollisjon mellom grunnleggende rettigheter.

Et samlet kunnskapsgrunnlag om virkninger av vindkraftverk på land er nylig utarbeidet av NVE på oppdrag fra Olje- og energidepartementet og i samarbeid med Miljødirektoratet og flere andre statlige etater. Arbeidet er en oppfølging av Meld. St. 28 (2019–2020) om endringer i konsesjonsprosessen for vindkraft på land, og har tatt utgangspunkt i eksisterende kunnskap om virkninger, som nå er oppdatert med nyere forskning, relevant litteratur og myndighetenes erfaringer. Målet er at innbyggere, utbyggere og norske myndigheter skal få et felles grunnlag for vurderinger av vindkraftprosjekter. Det er også gjort en vurdering av nye prinsipper knyttet til for- og etterundersøkelser i vindkraftsaker. For- og etterundersøkelser er et viktig verktøy for å øke kunnskapen om virkninger av vindkraft og effekten av avbøtende tiltak. Arbeidet viser at det fortsatt er et stort behov for mer generell kunnskap om miljø- og samfunnsvirkninger av vindkraftverk. NVE anbefaler å utrede hvilke finansieringsmodeller som kan etableres for å gjennomføre større studier og forskningsprosjekter på dette feltet. I forbindelse med oppfølgingen av meldingen skal NVE også utarbeide et oppdatert kunnskapsgrunnlag om vindkraft og samisk reindrift og annen utmarksbruk. Dette arbeidet avventer foreløpig Olje- og energidepartementets oppfølging av Fosen-dommen.

10.3.3 Vindkraft til havs

Vindkraft til havs omfatter bunnfaste og flytende vindkraftverk. Dagens kunnskap om konflikter og miljøvirkninger av havvind finnes først og fremst for bunnfaste installasjoner i sjøområder grunnere enn 70 meter, mens en har lite kunnskap om virkningene av flytende anlegg på dypere vann. Det finnes likevel en del nyttig kunnskap om biologien og interessene som finnes i norske kyst- og havområder som kan bli påvirket av havvindanlegg. Det er utviklet forvaltningsplaner for alle norske havområder hvor det blant annet er identifisert særlig verdifulle og sårbare områder (SVO). Forvaltningsplanene oppdateres og revideres hvert fjerde år.

I Tilleggsmelding til Meld. St. 36 (2020–2021) Energi til arbeid – langsiktig verdiskaping fra norske energiressurser vedtok Stortinget: «Stortinget ber regjeringen sikre god miljøkunnskap for alle deler av havmiljøet i områder som er, og kan bli, aktuelle for norsk havvind. Oppsummering og kartlegging skal starte i 2022, og resultatene skal legges til grunn for utlysning av områder samt for natur- og miljøkrav til utbygging og drift.» I et innspill til statsbudsjettet for 2023, foreslo Norwea sammen med WWF at det skulle settes av 50 millioner kroner til en helhetlig naturkartlegging til havs.

Mange av havområdene våre er viktige trekk- og beiteområder for sjøfugl. Kystlinjene fungerer som ledelinjer for trekkende fugl. Det finnes mange studier på hvordan et enkeltstående havvindanlegg kan påvirke fugl, hovedsakelig fra bunnfaste anlegg i Nordsjøen. Av større viktighet er mangelen på studier og undersøkelser som ser på sumvirkningene av flere vindkraftverk i et gitt område, eller langs trekkrutene for fugl og flaggermus.

Når det gjelder det marine økosystemet, har Havforskningsinstituttet i en rapport oppsummert tilgjengelig kunnskap om potensielle virkninger av havvind (de Jong, et al., 2020). Dagens kunnskap indikerer at marine arter kan påvirkes på flere måter, i form av endring av bunnhabitat, lavfrekvent støy, elektromagnetisme fra strømkabler, skygger og endring av strømforhold og overflatevind, samtidig som vindturbiner tilfører strukturer i havet som kan utvikles til kunstige rev, eller fungere som fotfeste for fremmede arter. Undersøkelser antyder at mange fiskearter finnes i større mengder innenfor vindkraftverk enn i havområdene rundt. Det er usikkert om det er fordi fisken samler seg rundt fundamentene eller bestanden totalt er blitt større. Det er noe usikkert om flytende havvind vil kunne gi andre virkninger enn bunnfast havvind. Havforskningsinstituttet fraråder vindkraftutbygging i områder som er spesielt viktig for enkelte marine arter, som gyteområder og migrasjonsruter for aktuelle fiskebestander og beite- og kasteområder for enkelte sjøpattedyr. I tillegg frarådes vindkraftutbygging i spesielt sårbare eller verdifulle områder. Havforskningsinstituttet anbefaler at det innhentes mer kunnskap om mulige virkninger av havvind for å forbedre kunnskapsgrunnlaget.

NVE utførte for ti år siden en strategisk konsekvensutredning på havvind (NVE, 2012). Utredningen dekket 15 områder langs store deler av norskekysten, både kystnært og langt til havs. Utredningen viste at det var arealbruksinteresser i alle utredningsområdene og at etablering av vindkraftanlegg ville få konsekvenser for miljø-, nærings- og samfunnsinteresser. Utredningen dekket sjøfugl, fisk, sjøpattedyr, bunnsamfunn, petroleum, skipsfart, fiskeri, landskap og friluftsliv, kulturminner og kulturmiljø, reiseliv, forsvarets interesser og luftfart. Resultatene fra utredningen indikerer at lokaliseringsvalg for vindkraft til havs, på samme måte som for landbaserte anlegg, vil ha avgjørende betydning for konsekvensomfanget og hvilke interesser som blir påvirket.

10.3.4 Storskala solkraft

Storskala bakkemonterte solkraftanlegg krever store arealer. I Stor-Elvdal kommune er det nylig gitt konsesjon til et storskala anlegg (Furuseth solkraftanlegg) som vil kreve et areal på omtrent 175 dekar (NVE, u.d.). Solkraftverket i Stor-Elvdal blir på 7 MW med en årlig produksjon på 6,4 GWh.

I Norge har vi ikke erfaring med slike store solkraftverk, og vi har derfor lite kunnskap om miljøvirkningene av anleggene. Furuseth solkraftverk vil være nyttig for å høste erfaring fra bygging og drift av denne typen solkraftverk. I norsk sammenheng vil dette kraftverket i praksis være å betrakte som et pilotanlegg.

Det kan være aktuelt å plassere bakkemonterte solkraftanlegg på arealer som allerede er påvirket, for eksempel i industriområder og gamle deponier etc. Plassering av anlegg i slike områder må antas å medføre relativt små miljøvirkninger.

Solkraftanlegg i kombinasjon med eksisterende jordbruksarealer og flytende solkraftanlegg kan også være aktuelt. Mulighetene for å etablere solkraftanlegg på arealer som legges om fra utmark til innmark i typiske norske skogsterreng er under utredning, og det må forventes at det kommer konsesjonssøknader på slike anlegg. Miljøkonsekvensene og interessekonfliktene blir trolig større når nye arealer skal tas i bruk, enn ved bruk av arealer som allerede er påvirket.

Bygnings- og infrastrukturintegrert solkraft medfører normalt ikke naturinngrep og må antas å ha relativt små miljøvirkninger. Solcelleanlegg kan imidlertid påvirke bygningens estetikk og utseende. Installasjon av solceller på saltak eller fasader er søknadspliktige etter plan- og bygningsloven. For bygninger som er fredet etter kulturminneloven må det søkes om dispensasjon til fylkeskommunen.

10.3.5 Kraftledninger

Kraftledninger og transformatorstasjoner påvirker i likhet med andre arealinngrep landskap, friluftsliv og naturmangfold. Luftledninger med tilhørende master er synlige i landskapet og kan avgi støy, særlig i fuktig vær. Rundt alle elektriske anlegg i drift oppstår det lavfrekvente elektromagnetiske felt. Retningslinjer og grenseverdier for eksponering for elektrisk strøm fremgår av strålevernforskriften.

Luftledninger kan gi kollisjonsrisiko for fugl. Større fugler som hubro og ørner kan også dø ved at de får støt når vingene kommer i kontakt med flere faseliner eller med en faseline og masten samtidig. Risikoen for fugledød vil variere avhengig av hvilke traséer som velges og hvordan anleggene utformes.

Kraftledninger kan fungere som barrierer for villreintrekk og føre til at beiteområder går tapt eller at villreinen blir oppdelt i flere mindre stammer. Dette synes å gjelde spesielt dersom flere parallelle kraftledninger plasseres slik at de krysser flyttleier eller avskjærer arealer i utkanten av beiteområdet (Norges forskningsråd, 2002).

Jordkabler er et alternativ til luftledninger. Gjeldende retningslinjer for bruk av kabel i kraftnettet fremgår av Meld. St. 14 (2011–2012) Vi bygger Norge – om utbygging av strømnettet. Hovedtrekket i retningslinjene er at bruken av kabel skal være høy i distribusjonsnettet (opp til og med 22 kV), men gradvis mer restriktiv med økende spenningsnivå. Miljøvirkningene av jordkabler vil blant annet avhenge av type vegetasjon der kabelen går og om det er behov for å sprenge kabeltrasé gjennom fjell.

10.3.6 Oppsummering

All energiproduksjon vil ha konsekvenser for naturmiljøet og brukerinteresser i større eller mindre grad. Virkningene avhenger av produksjonsteknologi, lokalisering og utforming. Vannkraft må lokaliseres der vannressursene finnes, mens vindkraft og særlig solkraft ikke er avhengig av stedbundne ressurser i samme grad, og derfor i prinsippet kan plasseres i områder der miljøvirkningene blir færrest mulig. Både vindkraft og storskala solkraft er imidlertid svært arealkrevende, noe som i seg selv kan gi opphav til konflikter. Globalt bidrar endret arealbruk i stor grad til tapet av naturmangfold.

De ulike produksjonsteknologiene påvirker til dels ulike miljøverdier og brukerinteresser, men det er også mange sammenfallende virkninger. Gjennomgangen for de enkelte teknologiene viser at det er noen typiske påvirkninger som ofte går igjen. Dette er forsøkt illustrert i tabell 10.2 som gir en summarisk oversikt over hvilke miljøverdier og brukerinteresser som erfaringsmessig blir påvirket.

10.3.7 Klimagassutslipp fra fornybar kraftproduksjon

Et hovedformål med fornybar kraftproduksjon er å redusere klimagassutslippene. All fornybar kraftproduksjon har et lavt klimaavtrykk sammenlignet med fossil energi. Beregning av klimagassutslipp over livsløpet er betydelig mer komplisert enn å se på energiregnskapet. Dette skyldes blant annet store forskjeller i energikilden utfra hvor komponentene er produsert.

Figur 10.4 viser klimagassutslipp ved kraftproduksjon fra ulike energikilder, og er hentet fra en mye sitert internasjonal kilde, amerikanske NREL (National Renewable Energy Laboratory). Disse tallene samsvarer med FNs klimapanels sjette hovedrapport fra 2022. Lavest utslipp har vindkraft, kjernekraft og vannkraft (13–21 gCO₂ per kWh), mens utslippene fra geotermisk produksjon, solkraft og biokraft kun er marginalt høyere (37–52 gCO₂ per kWh). Klimagassutslippene fra kraftproduksjon basert på fossile kilder som naturgass, olje og kull er i en helt annen størrelsesorden (486–1001 gCO₂ per kWh). Til dette bør det nevnes at utslippene for flere av energikildene, og særlig bioenergi og vannkraft, varierer mye avhengig av situasjonen. Utslippene fra vannkraft under norske forhold er gjennomgående lavere enn det som kommer frem i figuren (NVE, 2022).

Når det gjelder utslipp av klimagasser, kan kjernekraften ses på som en form for tilnærmet utslippsfri elektrisitetsproduksjon, som kan sammenlignes med kraftproduksjon fra fornybare energikilder.

Forstørr bilde

NVE (2022).

10.3.8 Konsekvensene kan reduseres gjennom konsesjonsprosessen

En viktig del av konsesjonsprosessen er å sikre god miljøtilpasning av prosjektene. I løpet av prosessen vurderes mulighetene for å unngå eller redusere negative virkninger på naturen. Dette kan for eksempel oppnås gjennom gode lokaliseringsvalg, tilpasning av prosjektets utforming og miljøtekniske løsninger.

Alle konsesjoner til ny kraftproduksjon og nettanlegg gis på vilkår som skal ivareta hensynet til miljø og allmenne interesser. Tiltak for å unngå, begrense, avbøte eller kompensere negative konsekvenser kan pålegges konsesjonshaver med hjemmel i konsesjonsvilkårene. For vannkraft, vindkraft på land og kraftledninger er det utviklet såkalte standardvilkår, og i tillegg kan det gis spesielle vilkår om tiltak etter en konkret kost-nyttevurdering. I standardvilkårene inngår også krav om å utarbeide en detaljert plan som skal godkjennes av NVE før bygging kan starte.

Eksempler på avbøtende tiltak i forbindelse med vannkraft er krav til slipp av minstevannføring på berørte elvestrekninger, krav om høy sommervannstand i vannkraftmagasiner og restriksjoner på effektkjøring av kraftverket for å unngå brå endringer i vannføringen. Andre avbøtende eller kompenserende tiltak som kan pålegges i medhold av standardvilkårene er for eksempel fiskepassasjer forbi dammer, terskler, biotopforbedrende tiltak, rugekasser for fossekall og tilrettelegging for friluftsliv. Ved opprusting og utvidelse av eksisterende vannkraftanlegg, kan restaurering og rehabilitering av tidligere naturverdier i området være et aktuelt tiltak.

For vindkraftanlegg på land inneholder dagens standardvilkår krav til vindturbinenes utseende og overflate og sikringstiltak knyttet til iskast. NVE sendte i mai 2022 forslag til ny mal for standardvilkår i anleggskonsesjoner for vindkraftverk på land til Olje- og energidepartementet (NVE, 2022). I forslaget til ny mal inngår blant annet avstandskrav til bebyggelse og krav om detaljplan for nedlegging av vindkraftverk. Aktuelle avbøtende tiltak vurderes i hver enkelt sak. For eksempel har tiltak for å redusere risiko for fuglekollisjoner blitt pålagt.

NVE ekstern rapport nr. 13/2022 gir en oversikt over kunnskapsgrunnlaget om tilbakeføring av områder ved nedleggelse av vindkraftverk. Ifølge rapporten er det lite erfaringstall på hva det koster å tilbakeføre naturområder i større skala. Fordi vindkraftverk i Norge i stor grad er lokalisert i kuperte områder på fjellet og i kystnære strøk, så er inngrepene i mange tilfeller omfattende, noe som gjør at beregnede kostnader ved restaurering og tilbakeføring blir høye.

Eksempler på avbøtende tiltak i forbindelse med kraftledninger er justering av traséen slik at rødlistearter og verdifulle naturtyper unngås, revegetering, merking av faselinene for å gi økt synlighet for fugl, og sette opp såkalte sittepinner for fugl.

Det er foreløpig gitt få konsesjoner for storskala solkraft og havvind. Vilkår og erfaring fra konsesjonsbehandling av andre energianlegg legges til grunn ved vurdering av nødvendige vilkår for å ivareta miljø og allmenne interesser.

Kunnskapen om miljøvirkninger varierer svært mye. Kunnskapen om virkningene av vannkraft er for eksempel god sammenlignet med nyere teknologier som vindkraft på land, og særlig havvind hvor det foreløpig er lite kunnskap om miljøvirkningene. Å styrke kunnskapen for disse nye teknologiene vil derfor være viktig for å kunne vurdere gode og kostnadseffektive tiltak for å redusere virkningene. Erfaringen er at det tar tid både å bygge god kunnskap om miljøvirkninger av nye teknologier, og å ta den i bruk i forvaltning og beslutningsprosesser.

Boks 10.2 Tiltakshierarkiet

I forbindelse med konsekvensutredninger av nye utbyggingsprosjekter er tiltakshierarkiet et sentralt begrep. Tiltakshierarkiet beskriver en prioritert rekkefølge av tiltak der en primært skal søke å unngå negative virkninger på viktige naturverdier.

Forstørr bilde

Miljødirektoratet.

Øverst i hierarkiet er tiltak som er mest aktuelle i tidlig planlegging, hvor man kan unngå et miljøproblem. Der dette ikke kan la seg gjøre, må man søke løsninger lengre ned i hierarkiet, slik som tiltak for å begrense og istandsette miljøskaden. Kompensasjonstiltak er vurdert som den løsningen som normalt vil gi minst effekt, men slike tiltak er bedre enn å ikke gjøre noe i det hele tatt.

Eksempler på tiltak som tar hensyn til både natur og klima, er å unngå inngrep i karbonrike områder som myr og skog eller å konsentrere utbygging til områder der naturen allerede er sterkt påvirket eller ødelagt. Kompenserende tiltak kan være restaurering av ødelagte naturområder eller etablering av ny natur et annet sted.

10.4 Samfunnsaksept

Vannkraften dannet grunnlaget for det moderne Norge og er en viktig del av vår nasjonale identitet og kultur. De norske vannkraftressursene har gitt industriutvikling, verdiskaping, lys og varme i over 100 år.

Med utbygging og drift av kraftproduksjon og industri følger naturinngrep og lokale ulemper. Historisk har offentlig eierskap til naturressursene og inntekter til lokale myndigheter vært viktig for at dette ble tolerert og akseptert. Like viktig var det at virksomheter skapte arbeidsplasser og velstandsutvikling.

Ikke minst har hjemfallsretten til vannkraften bidratt til legitimitet og aksept. Denne ble også grundig juridisk forsvart av Norge i den nødvendige tilpasningen til EU-retten så sent som 2007-2008. Det står også i vannfallrettighetsloven at landets vannkraftressurser tilhører allmennheten, og skal forvaltes gjennom offentlig eierskap på statlig, fylkeskommunalt og kommunalt nivå. Forutsetningen om at fordelene fra naturressursene skal tilfalle fellesskapet er levende og aktuelt i det norske samfunn.

Disse historiske erfaringer og rammevilkår kan gi veiledning om hva som skal til for å få samfunnsmessig aksept og legitimitet når det gjelder ulemper knyttet til det grønne skiftet fremover.

10.4.1 Begrepet samfunnsaksept

Samfunnsaksept (eller sosial aksept) i forbindelse med fornybarsatsing kan forstås som hvordan ulike samfunnsinteresser forholder seg til et foreslått eller eksisterende energiprosjekt. Det skilles ofte mellom underkategoriene lokal aksept, politisk aksept og markedsaksept. Samfunnsaksept kan knyttes til flere forhold som engasjerer ulike aktører i samfunnet. Det kan være aktører som opererer på ulike nivåer, og der borgere og beslutningstakere kan ha flere roller samtidig. Forståelse for og anerkjennelse av kompleksiteten innebygget i det flertydige begrepet samfunnsaksept kan være helt avgjørende for håndtering av potensielle og reelle konflikter knyttet til fornybare energiprosjekter.

Mange prosjekter møter motstand til tross for betydelig generell politisk aksept og støtte for fornybar energi. Oppfatningen av urettferdige beslutningsprosesser og urimelig fordeling av fordeler og ulemper, skaper utfordringer for lokal samfunnsaksept. Noen prosjekter blir aldri realisert, andre blir utsatt på grunn av konflikter og lokal motstand. Hvordan dette håndteres politisk varierer, både mellom ulike teknologier og over tid. Folks rett til informasjon, innsyn og mulighet for medbestemmelse er sentrale prinsipper i vårt demokratiske samfunn. Andre viktige prinsipper er retten til erstatning, ytringsfrihet og et upartisk rettssystem. Diskusjonen om samfunnsaksept til energianlegg vil nesten alltid berøre eller knytte an til flere av disse prinsippene (Ruud, Wold og Aas, 2016).

10.4.2 Motstanden mot vindkraft i Norge

I de senere årene har motstanden og konfliktene i stor grad dreid seg om vindkraft, særlig vindkraftutbygging på land.

Cicero (Aasen, Klemetsen og Vatn, 2022) har kartlagt variasjoner i støtten til vindkraftutbygging mellom grupper i befolkningen og over tid. I 2018 mente et solid flertall (65 prosent) at Norge bør øke vindkraftproduksjonen på land, mens i 2021 var andelen nesten halvert (33 prosent). Tilsvarende ser en at motstanden er firedoblet i samme tidsperiode, fra 10 prosent i 2018 til 40 prosent i 2021. Andelen som er usikre eller ambivalente har holdt seg stabil på rundt en fjerdedel av respondentene.

Resultatene viser ingen tydelige forskjeller i holdninger til vindkraft på land mellom kjønn, utdanningsgrupper eller inntektsgrupper. Det er imidlertid nokså store forskjeller mellom aldersgrupper, hvor de under 30 år er mer positive enn aldersgruppen 30-44 år, som igjen er mer positive enn de to eldste aldersgruppene. Videre kan en se regionale forskjeller, men de fleste av disse forsvinner når det tas hensyn til sentralitet: mer sentrale områder er mer positive til vindkraft på land. Én region skiller seg likevel fortsatt ut også når det tas hensyn til sentralitet: Sør- og Vestlandet er mer negative enn andre regioner.

Denne undersøkelsen ble utført før energikrisen i EU og før krigen i Ukraina. Dette, sammen med de økte strømprisene som har fulgt med, ser ut til å ha påvirket våre holdninger noe. I Ciceros klimaundersøkelse fra 2022 (Cicero, 2022) er støtten til vindkraft på land økt til 39 prosent, altså opp fra 33 prosent året før. Samtidig er motstanden mot å bygge ut vindkraft for å øke krafteksporten jevnt stigende over årene.

Støtten til vindkraft til havs er høyere enn motstanden, over alle år. I 2018 var 72 prosent enige i at Norge bør øke produksjonen av vindkraft til havs, men falt i 2021 til 58 prosent. På samme måte som vindkraft på land har støtten i 2022 gått opp igjen, og er nå på 61 prosent. Støtten er høyest blant unge (under 30) og de eldste (over 60) (Cicero, 2022).

10.4.3 Hvilke faktorer bidrar til samfunnsaksept?

Det finnes mange studier om hvilke faktorer som bidrar til samfunnsaksept av fornybar energi. Det EU-finansierte WinWind-prosjektet har gjort en komparativ analyse av ti casestudier på vindkraft fra ulike land i Europa hvor også Norge er med. Studien har undersøkt graden av påvirkning og betydning til flere ulike drivere som har hatt en rolle når det gjelder å komme over hindringer mot samfunnsmessig aksept for vindkraft på land. Tabell 10.3 viser de viktigste driverkategoriene som prosjektet har identifisert og den samlede betydningen av bestemte drivere.

Analysene fra WinWind-prosjektet indikerer at åpen og ærlig kommunikasjon sammen med tidlig og reell medvirkning i planleggings- og beslutningsprosessene er svært avgjørende for å fremme samfunnsaksept. Andre viktige faktorer er økonomisk deltakelse, for eksempel gjennom lokalt eierskap i prosjektene, økonomisk kompensasjon eller at prosjektene fremmer lokal verdiskaping og sysselsetting. Politisk lederskap og tillit til myndigheter og utbyggere er også viktige faktorer. En annen komparativ gjennomgang av 25 casestudier på samfunnsaksept av fornybar energi i de europeiske landene underbygger mange av funnene i WinWind-prosjektet (Segreto et al., 2020).

Analysen fra de enkelte land viser at det er mange fellestrekk mellom landene når det gjelder drivere for samfunnsaksept, men også at det kan være ganske store forskjeller i hvilke forhold som vektlegges. I Norge har særlig fysiske inngrep, som påvirker landskapet og som fører til økt trafikk og støy, stor betydning. Synlighet av vindkraftanleggene og virkninger på det biologiske mangfoldet er andre forhold som blir vektlagt. Siden dataene fra analysen bygger på vindkraftprosjekter i Midt-Norge, er det imidlertid ikke gitt at de er like representative for alle landsdeler.

10.4.4 Eierskap og økonomi

I Norge har eierskap til vindkraften og rettferdig fordeling av inntektene vært fremme i ordskiftet. Vindkraftanleggene eies og drives både av norske og utenlandske selskaper. I 2020 var omtrent 38 prosent av eierskap til vindkraft norsk, hvorav en stor andel statlig. Rett over 60 prosent var eid av utenlandske selskaper (NVE, 2020). Mange av vindkraftverkene som har vært under bygging de siste årene er eid av utenlandske selskaper (NRK, 2020), og eierskapsoversikten kan dermed ha forandret seg. Tallene viser likevel at utenlandske selskaper sitter igjen med en betydelig andel av inntektene. Enkelte har derfor tatt til orde for innføring av både krav til offentlig eierskap og hjemfall for vindkraft, tilsvarende ordningene for vannkraft. LO mener for eksempel at produksjon fra ulike fornybare kilder, som vann og vind må likestilles med hensyn til eierskap, skatt, hjemfall og lokal kompensasjon (Fri fagbevegelse, 2022).

Stortinget vedtok 14. desember 2021 å innføre en produksjonsavgift på landbasert vindkraft, gjeldende fra 1. juli 2022. Produksjonsavgiften omfatter alle konsesjonspliktige vindkraftverk på land, det vil si alle vindkraftverk på land som er større enn fem vindturbiner eller har mer enn 1 MW installert kapasitet. Inntektene fra avgiften tilfaller staten, men skal fordeles til vertskommunene. Avgiften er en økonomisk kompensasjon til kommuner som stiller areal til disposisjon for produksjon storsamfunnet nyter godt av og som forventes å styrke den lokale forankringen for vindkraft.

I behandlingen av statsbudsjettet for 2023 vedtok Stortinget regjeringens forslag om å øke produksjonsavgiften på landbasert vindkraft fra 1 til 2 øre/kWh. Regjeringen har også foreslått å innføre en grunnrenteskatt for landbaserte vindkraftverk fra 2023 og en ny naturressursskatt for vindkraftverk på 1,3 øre/kWh, der 1,1 øre går til kommunene og 0,2 øre går til fylkeskommunene. Både produksjonsavgiften og naturressursskatten foreslås fradragsberettiget krone for krone i grunnrenteskatten. Forslaget er nå på høring.

For vannkraft ble den effektive grunnrenteskattesatsen økt fra 37 prosent til 45 prosent fra inntektsåret 2022.

10.4.5 Hvordan oppnå folkelig oppslutning og aksept?

De fleste undersøkelsene som er gjennomført har primært sett på hvilke faktorer som bidrar til samfunnsaksept av planlagte energiprosjekter. Utfordringen fremover er av en annen skala: Hvordan oppnå folkelig oppslutning og aksept for den gjennomgripende energiomstillingen vi står overfor, og som vil medføre store konsekvenser for både natur og samfunn.

Gjennomføringen vil være avhengig av om folk har tillit til beslutningene som må tas av politikere og myndigheter. Norske borgere har generelt stor tillit til ulike politiske institusjoner og myndigheter sammenlignet med andre europeiske land (SSB, 2016). Men tillit er ferskvare, og kan endre seg raskt. For eksempel har de svært høye strømprisene i den senere tid bidratt til å sette tilliten til både klima- og energipolitikken på prøve (Energi og klima, 2021).

Riksrevisjon har tidligere pekt på at det mangler en politisk avklaring av ambisjonsnivået for utbygging av fornybar energi i Norge, og om hvordan myndighetene skal legge til rette for å realisere omstillingen på energiområdet (Riksrevisjonen, 2014). En viktig grunn for undersøkelsen var Norges forpliktelse gjennom EUs fornybardirektiv til å øke fornybarandelen til 67,5 prosent i 2020 og opprettelsen av felles elsertifikatmarked med Sverige som et virkemiddel. Målet med undersøkelsen var å vurdere i hvilken grad Olje- og energidepartementet la til rette for en effektiv konsesjons- og klagesaksbehandling som ivaretar målet om økt fornybar energiproduksjon. Riksrevisjonen mente at manglende avklaring på overordnet nivå skaper rom for prinsipielle diskusjoner i hver utbyggingssak. Manglende avklaring av hvordan energibehov skal avveies mot andre samfunnsinteresser gir også et stort rom for vanskelige skjønnsvurderinger, som kan bidra til høyere konfliktnivå og større klageomfang. Riksrevisjonens kritikk har i hovedsak blitt fulgt opp gjennom tiltak i energimeldingen, Meld. St. 25 (2015–2016).

Det er mange kontroverser og dilemmaer knyttet til energiomstillingen, og det finnes trolig ingen enkle eller raske løsninger for å sikre bred oppslutning i befolkningen. Mange synes likevel å være enige om at en tydelig og godt begrunnet energipolitikk er helt avgjørende for å bygge samfunnsaksept og tillit til de vanskelige beslutningene som må tas. Andre forhold som ofte trekkes frem som viktige for økt aksept, særlig i forbindelse med vindkraft, er mer åpne og inkluderende prosesser som er forankret i kommunal planlegging, endret skattelegging slik at vertskommunene får igjen mer for arealene som stilles til rådighet, og større vekt på miljø og lokale virkninger i konsesjonsbehandlingen.

Vindkraftmeldingen (Meld. St. 28 (2019–2020)) beskriver en rekke konkrete tiltak for forbedring av konsesjonsbehandlingen av vindkraft, blant annet for å øke befolkningens tillit til prosessen og myndighetene. I ny konsesjonsordning for vindkraft får fylkeskommunen og kommunene en utvidet rolle og skal konsulteres i meldings- og søknadsfasen av et nytt vindkraftprosjekt. Det er igangsatt en prosess for å innlemme planlegging og bygging av vindkraftanlegg i plan- og bygningsloven.

Tiltak for forbedring av konsesjonsbehandlingen omfatter:

• Veiledning om konsesjonsprosessen skal styrkes, slik at lokalsamfunnet, lokale og regionale myndigheter og andre skal få bedre informasjon om vindkraftsaker. God og grundig veiledning skal gi forutsigbarhet til alle aktører som deltar i en eller flere faser av en konsesjonsprosess.

• Naboer rundt planlagte vindkraftverk skal involveres aktivt i høringsprosessene, og det skal innføres bedre rutiner for nabovarsling.

• Reindriften skal aktivt involveres i en tidlig fase og ha medvirkning i hele prosessen, også i konsekvensutredninger. Konsesjonssøknader med dokumentasjon på medvirkning og avtale om avbøtende og kompenserende tiltak skal gis prioritet i konsesjonsbehandlingen.

• Et skjerpet tidsløp med nye tidsfrister for blant annet å sikre at prosjekter er mer forutsigbare å forholde seg til for kommuner og lokalbefolkning.

• Innføring av krav om minimumsavstand fra vindkraftturbiner til helårsboliger og fritidsbebyggelse.

Selv om tiltak som forbedring av konsesjonsprosesser og lokal kompensasjon kan føre til større grad av aksept, vil det likevel være dilemmaer knyttet til økt utbygging av fornybar energi sett opp mot skadene dette vil påføre naturen. Forståelsen blant folk om at vi ikke bare har en klimakrise, men også en naturkrise, har bidratt til at ønsket om å ta vare på naturen i seg selv har blitt sterkere. Spørsmålet om aksept handler således også om reelle målkonflikter og ulike syn på hvordan de bør håndteres.

Flere har tatt til orde for en mer planmessig og helhetlig tilnærming som en mulig vei å gå. Professor i fornybar energi ved NMBU, Kristin Linnerud, foreslår å utarbeide en plan for kraftbehovet i Norge, med formål å skape forståelse for nytten av økt kraftutbygging, for eksempel ved å knytte vindkraftutbygging opp mot konkrete tiltak for å få ned klimagassutslipp og satsinger som skaper ny økonomisk virksomhet og arbeidsplasser (Linnerud, innlegg for Energikommisjonen, 2022).

I Hurdalsplattformen har regjeringspartiene vist til en ambisjon om å utvikle en samlet plan som dekker både norsk vannkraft, vindkraft, solkraft og andre energi- og infrastrukturutbygginger som krever konsesjon (Regjeringen, 2021). Nærmere detaljer om hva en samlet plan skal inneholde eller hvordan den skal gjennomføres, er foreløpig ikke offentliggjort.

10.4.6 Kommunenes rolle

Forutsigbare rammebetingelser (herunder skatt) for vind, vann og sol vil ha stor betydning for evne og vilje til investering hos aktørene og kommunenes evne og vilje til å fremme nye prosjekter.

Etablering av fremtidens fornybare kraft vil skje i en kommune. Utbygging både av vannkraft og vindkraft på land innebærer inngrep i natur og miljø og lokale ulemper. Allerede under formingen av vannkraftregimet ble dagens ordninger med rett til konsesjonskraft og konsesjonsavgifter til vertskommunene etablert. Det var en uttrykt målsetting at de berørte lokalsamfunn skulle beholde en andel av verdiskaping fra deres naturressurser.

Vår ferske vindkrafthistorie har vist at uten lokal forankring og aksept vil den grønne omstillingen neppe kunne gjennomføres, og i alle fall ikke med den fart våre klimaforpliktelser pålegger oss. Det er også bakgrunnen for at regjeringen i april 2022 understreket at gjenåpning av konsesjonsbehandlingen av vindkraftsaker bare kan skje der den berørte kommunen samtykker.

Det er bred enighet om at tilslutning fra kommuner som blir berørt av større kraftprosjekter er en avgjørende forutsetning for gjennomføringen. I det offentlige ordskiftet og i offentlige utredninger er det gjennomgående at insentiver må til, at de som tar på seg en byrde også skal ta del i oppsiden og at den lokale forankringen må på plass.

Med bakgrunn i våre klimaforpliktelser og kraftbehov fremover er det ikke bare en utfordring å sikre det nødvendige grunnlaget for mer fornybar kraftproduksjon, men det er også en stor utfordring å få opp tempoet i fornybarutbyggingen. Det stiller store krav til effektivisering av våre konsesjonsprosesser. Her viser erfaring at jo tydeligere de positive, lokale virkninger av en utbygging er, desto lavere blir konfliktgraden og raskere går prosessen. Insentivene vil bidra til å redusere risikoen for at vertskommunenes rolle blir en stor barriere for økt produksjon av fornybar kraft.

Hensynet til de berørte lokalsamfunn er også studert i europeisk sammenheng. Det heter eksempelvis i NOU 2012: 9 Energiutredningen, kapittel 6.5:

«Fra EU-hold er det understreket at en av de største barrierene i dag mot omleggingen til fornybar energi, er motstand fra de miljøer som må avstå sine naturressurser, og som blir direkte berørt av varige naturinngrep (Rebelgroup, 2011).»

Dette er i tråd med de erfaringer vi gjennom generasjoner har fra vannkraftsektoren og nyere erfaringer fra vindkraftsektoren. Et mer enn hundreårig vannkraftregime med egne regler for å ivareta de berørte lokalsamfunn, har vist seg vellykket og har ført til at vannkraftutbyggingen i det store og hele har fått tilslutning fra ressursdistriktene. Den motsatte erfaringen har vi de senere årene hatt på vindkraftsektoren, med sterk og økende lokal motstand. Vindkraftsektoren har ikke hatt tilsvarende ordninger som tilgodeser vertskommuner, som vannkraftsektoren.

Vannkraft: Den vannkraftutbygging som vil være mest aktuell fremover, vil være av en noe annen karakter enn vår tradisjonelle vannkraft. Om dette uttaler et enstemmig utvalg i NOU 2012: 9, kapittel 6.5:

«Det er grunn til å reise spørsmål om de institusjonelle ordningene som historisk er etablert rundt vannkraften, er like egnet til å organisere verdifordelingen mellom stat, utbygger og berørte distrikt for framtidens fornybarpolitikk. De gjeldende fordelingsordninger, som det fram til i dag har vært alminnelig enighet om, er basert på egenskaper ved tradisjonelle vannkraftverk og er ikke like relevante for morgendagens vannkraftanlegg – pumpekraftverk, effekt- og elvekraftverk. Det er registrert økende lokal motstand mot nye vannkraftanlegg begrunnet i slike forhold.»

Dette taler for at det gjeldende vannkraftregimet gjennomgås for bedre å ta opp i seg både dagens og morgendagens utbygging. Et eksempel på at dagens konsesjons- og skatteregime ikke er tilpasset den vannkraftutbygging vi vil se fremover, er reglene om naturressursskatt. Naturressursskatten beregnes av samlet kraftproduksjon, skatteloven § 18-2. Totalproduksjonen for kraftverket skal reduseres med medgått pumpekraft og dette vil påvirke beregning av naturressursskatten for det aktuelle kraftverket. Lavere netto produksjon gir lavere grunnlag for naturressursskatt. Et annet eksempel er konsesjonskraftordningen, hvor reglene forutsetter en vassdragsregulering og hvor opprustning- og utvidelsesprosjekter har vist seg å føre til høyere konsesjonskraftpris uten korresponderende konsesjonskraftmengde for vertskommunen.

På den annen side skiller slike investeringer seg fra tradisjonelle vannkraftutbygginger. Det er ikke på samme måte nye utbygginger og inngrep i uberørte områder, men utvikling av eksisterende kraftverk som allerede gir til dels store inntekter for vertskommunene. Effektkraftverk, pumpekraftverk mv. antas å øke verdien av eksisterende kraftverk. Det kan øke vertskommunenes inntekter gjennom eiendomsskatten. Så lenge inntektene fra pumpekraft overstiger kostnadene, vil det isolert sett gi økt eiendomsskattegrunnlag forutsatt at kraftverket ikke er bundet av minimums- eller maksimumsregelen for eiendomsskatt. Økt grunnrenteskatt, som kommer til fradrag i eiendomsskattegrunnlaget, trekker imidlertid i motsatt retning.

Vindkraft: Det er nå under etablering et nytt konsesjons- og skatteregime for vindkraft på land der lokal aksept ligger som en viktig premiss. I den sammenheng har Regjeringen i forbindelse med statsbudsjettet 2023 foreslått at en større andel av inntektene fra vindkraft på land tilfaller kommunene, blant annet gjennom økt produksjonsavgift til vertskommuner, en naturressursskatt til kommuner og fylkeskommuner, og som inngår i inntektsutjevningen, og en andel av grunnrentebeskatningen som går til fordeling blant alle kommuner i Norge. Vindkraftverk betaler også eiendomsskatt i kommuner der dette skrives ut.

Med de varslede endringene skjer det en utvikling av rammevilkårene for vindkraft som bygger på flere av elementene som vi kjenner fra vannkraftregimet. Selv om naturinngrepene er ulike, er det i begge tilfeller tale om utnyttelse av en verdifull og begrenset naturressurs og produksjon av samme vare – en kilowattime – og omsetning av denne varen i samme marked. Vindkraft på land er nå rimeligere å bygge ut enn vannkraft. Grunnmuren i dette regimet er at deler av verdiskapingen blir forbeholdt de kommuner som har avstått sine naturressurser.

Varige og forutsigbare insentiver: Norge har en fragmentert kommunestruktur, og hvor innbyggertallet kan variere fra noen hundre innbyggere til flere hundre tusen. Våre store vannkraftanlegg og de større vindkraftanleggene er gjennomgående lokalisert i grisgrendte strøk, og vertskommunene for disse anleggene kjennetegnes ofte ved få innbyggere, men store arealer. I kommuneøkonomisammenheng kan dette føre til at noen små kommuner har høyere inntekter enn andre kommuner.

Inntektssystemutvalget (NOU 2022: 10) understreket i sin rapport at mange kommuner har høye inntekter fra bl.a. vannkraft, havbruk og petroleum som øker forskjellene mellom kommunene. Utvalget anbefalte at «mottakerkommunene fortsatt skal sitte igjen med en betydelig del av disse inntektene, men at hensynet til likeverdige tjenester tilsier at deler av inntektene bør komme alle kommuner til gode. Utvalget anbefaler derfor at det innføres en egen, moderat utjevningsordning for disse inntektene, med en 10 pst. symmetrisk utjevning.»

Regjeringen understreket i Hurdalsplattformen at «Regjeringen vil sikre at lokalsamfunn som stiller sine naturressurser til disposisjon for utbygging, får mer igjen for det og sikres en rettmessig del av verdiskapingen, herunder gjennom endret skattlegging av vindkraft.» Brandtzæg-utvalget (NOU 2020: 12) slo også fast at inntektssystemet må gi distriktskommunene tilstrekkelige insentiver for å legge til rette for verdiskaping. Utvalget skrev videre at «Naturressursinntekter bør likevel frikobles helt eller delvis fra utjevningsmekanismene i inntektssystemet. For å sikre aksept for og oppslutning om næringsvirksomhet som innebærer store inngrep i naturen og påfører lokalsamfunnene kostnader, bør det gjennom lovfestede ordninger legges til grunn et ytelse-mot-ytelse-prinsipp der vertskommunen får noe igjen for å stille naturen til disposisjon for storsamfunnet. Lokal beskatningsrett ved utnyttelse av lokale naturressurser, er et målrettet tiltak som kan bidra til å realisere nasjonale klimamål gjennom bedre utnyttelse av fornybare energikilder.»

10.5 Hva forventes av ny kraftproduksjon?

Både NVEs og Statnetts langsiktige markedsanalyser forutsetter at det blir investert i ny kraftproduksjon i Norge mot 2040 og 2050. Analysene forutsetter politiske beslutninger om ny produksjon, særlig på lang sikt.

Energikommisjonen har studert de langsiktige energimarkedsanalysene til NVE (2021), Statnett (2021) og DNV GL (2021).

Analysene skiller seg fra hverandre blant annet i forutsetningene om politikken som føres i årene fremover, herunder i hvilken grad det gis konsesjoner til vindkraft på land. En særlig viktig forskjell er om analysene forutsetter at det føres en politikk som gjør at klimamålene nås. Statnetts analyse viser hva som skal til for å nå Europas klimamål, mens NVEs analyse legger til grunn en videreføring av dagens virkemidler. De langsiktige analysene er også alle publiserte før invasjonen av Ukraina. Noe av forskjellen i vurderingene av utviklingen av vindkraft, både på land og til havs, kan skyldes at analysene er utført på forskjellige tidspunkter.

Energikommisjonens lesning av NVEs, Statnetts og DNV GLs langsiktige kraftmarkedsanalyser viser at det er omfanget av vindkraft som i hovedsak utgjør forskjellen i forventet kraftproduksjon fremover.

Forstørr bilde

NVE, Statnett og DNV GL (alle 2021).

Det virker å være enighet om at potensialet for økt kraftproduksjon fra vannkraft er til stede, men at det er begrenset. Alle analysemiljøene forventer noe vekst innen vannkraft.

Solkraft forventes også å øke, og analysemiljøene er nokså samstemte om et volum på om lag 10 TWh mot 2050 (NVE forventer 7 TWh i 2040). Dette er en stor vekst sammenlignet med dagens installasjoner på 0,15 TWh.

Det er stort sprik i vurderingene av den videre utbyggingen av vindkraft på land i Norge. Mens NVE venter en mindre økning mellom 2030 og 2040, har Statnett og DNV GL en vesentlig økning innen vindkraft på land.

Også når det gjelder vindkraft til havs er det store variasjoner i hvor mye som forventes, noe som skyldes ulike forutsetninger om hvor raskt det etableres slike kraftverk. For havvind er også usikkerheten størst, i og med at rammene fremdeles er under utvikling.

Slike analyser kan være treffsikre de første årene, for da er mye kjent. Blant annet kan man gå ut fra at kraftverk som er under bygging vil bli ferdigstilt og at det er sannsynlig at prosjekter der investeringsbeslutning foreligger, vil bli realisert. Det går også an å gjøre kvalifiserte gjetninger av hvor stor andel av kraftverk med konsesjon som vil bli bygd. Lenger frem i tid kommer det mer an på hvilke politiske valg som gjøres og hvordan forbruk, teknologi, kostnader og markedspriser utvikler seg. Med 2050 som horisont er det mye som er mulig, og særlig politikken vil ha avgjørende betydning for hvordan kraftproduksjonen i Norge ser ut.

10.5.1 En gjennomgang av flere analyser

I artikkelen «Long-term trends of Nordic power market: a review» gjennomgår Chen et. al. (2021) 43 scenarier i 15 langsiktige kraftmarkedsanalyser for nordiske land og for Norden som helhet.

Kraftmarkedsanalysene som er studert, er utgitt mellom 2016 og 2020, er offentlig tilgjengelige og i hovedsak utgitt av energimyndigheter, sentralnetteiere og IEA. Den sammenlignende studien finner blant annet at det er stor variasjon i hvor mye vindkraft som forutsettes i de ulike analysene/scenarioene. Alle har lagt til grunn at det kommer mindre vindkraft enn markedet ville valgt gitt de kraftprisene som fremkommer i analysene. Blant annet sosial aksept begrenser omfanget som legges inn i kraftmarkedsanalysene.

10.6 Potensial og muligheter for økt kraftproduksjon

Arbeidsdelingen i kraftsystemet er slik at det er markedsaktørene som tar beslutning om investering i nye og eksisterende kraftverk, mens myndighetene tar stilling til om prosjekter skal få tillatelse.

Utover å vurdere konsesjonssøknader har myndighetene virkemidler for å legge til rette for ny kraftproduksjon. Blant annet påvirker politikken på andre samfunnsområder mulighetsrommet, for eksempel natur- og miljøpolitikken. Tilgang til kraftnett er også viktig. I perioder har det vært støtte til utbygging, blant annet gjennom elsertifikatsystemet, men nå er det bare solkraft som får direkte subsidier, dette gjennom Enova.

Det mest konkrete og sikreste potensialet for ny kraftproduksjon utgjøres av de prosjektene som har konsesjon, men som ikke er satt i drift ennå. Gjennom året publiserer NVE en samlet kvartalsvis oversikt over status for konsesjonsbehandlingen (NVE, 2022).

Ved inngangen til andre halvår 2022 var det 407 kraftverksprosjekter som hadde konsesjon, men som ikke var satt i drift ennå. Av disse var 66 prosjekter under bygging, fordelt på 4 vindkraftprosjekter og 62 vannkraftprosjekter. De fire vindkraftprosjektene hadde en forventet årsproduksjon på over 2 TWh, mens vannkraftprosjektene hadde en samlet forventet årsproduksjon på noe over 1 TWh. Disse prosjektene vil etter all sannsynlighet ferdigstilles og settes i drift.

Noe mer usikkerhet hefter det ved de 341 prosjektene som hadde konsesjon, men der bygging ikke hadde startet ennå. Dette gjelder blant annet 9 vindkraftprosjekter med en forventet årsproduksjon på 2 TWh og 273 småkraftprosjekter med en forventet årsproduksjon på 1,9 TWh. Det er også noen prosjekter innen større vannkraft. Det kan være ulike grunner til at prosjektene ikke har startet bygging, som for eksempel at investorene ikke ser lønnsomhet i prosjektene eller at det ikke er tilstrekkelig nettkapasitet. Konsesjoner mister sin gyldighet dersom kraftverket ikke bygges innen en viss tid, og det er grunn til å tro at en del av dette potensialet ikke vil bli realisert.

Til sammen vil det altså teoretisk kunne realiseres 9 TWh ny kraftproduksjon med basis i gitte konsesjoner, men det må tas forbehold om at en del av dette ikke lar seg realisere av ulike grunner.

NVE publiserer også en oversikt over saker til behandling, samlet over alle stadier i konsesjonsprosessen. Samlet var det ved inngangen til andre halvår 2022 inne saker om ny utbygging hos energimyndighetene med en estimert årsproduksjon på om lag 25 TWh. Mesteparten av dette er vindkraftprosjekter. En del av prosjektene vil få avslag på konsesjonssøknaden, eller bli trukket av søkerne av ulike årsaker.

10.6.1 Vannkraft

Vannkraften har fortsatt et utviklingspotensial. Prosjekter som kan levere mer effekt, prosjekter som øker virkningsgraden i eksisterende anlegg, og prosjekter som kan øke lagringsevnen kan være aktuelle. Eierne av vannkraftverk er profesjonelle, og investerer i vedlikehold og oppgraderinger for å sikre best mulig virkningsgrad og å opprettholde produksjonsevnen. Dette er i eiernes interesse.

Den norske vannkraften er likevel stadig i utvikling. Ved inngangen til andre halvår 2022 var det over 3 TWh ny vannkraftproduksjon under konsesjonsbehandling (NVE, 2022).

Ny vannkraftproduksjon kan komme i eksisterende anlegg eller i tilknytning til disse, og omtales som opprusting og utvidelse. Opprusting gjelder først og fremst det elektriske og mekaniske utstyret og gir små eller ingen nye miljøvirkninger, mens utvidelser innebærer en høyere utnyttelse av vannressursen eller tilførsel av mer vann. Potensialet for slike opprustinger og utvidelser vurderes av NVE. De siste 20 årene har omtrent halvparten av norsk vannkraftproduksjon gått gjennom en form for opprusting og/eller utvidelse. Dette har økt produksjonen med nær 5 TWh. NVE anslår at samlet potensial for ytterligere opprusting og utvidelse er på 6-8 TWh (NVE, 2022).

NVE anslår også at turbinoppgradering isolert sett og teoretisk kan gi en økt produksjon på 4,4 TWh på grunn av bedret virkningsgrad. Dette vil dels inngå i potensialet på 6-8 TWh, det vil si at det vil delvis være inkludert og delvis komme i tillegg. Derfor er det ikke vurdert med hensyn til økonomi.

Det er også et potensial for helt nye vannkraftverk. I stortingsmeldingen Kraft til endring fra 2016 viste Olje- og energidepartementet til at potensialet i form av nye prosjekter over 10 MW summerte seg til om lag 8,3 TWh. Dette er i hovedsak summen av konkrete prosjekter som ble kartlagt gjennom arbeidet med Samlet plan på 1980-tallet.

Potensialet for småkraft er blant annet kartlagt digitalt. Ved en kostnadsgrense på opptil 5 kr/kWh, som tilsvarer LCOE på ca. 37 øre/kWh, ble potensialet i 2015 vurdert til 5,7 TWh. Ved en LCOE på ca. 70 øre/kWh stiger potensialet til 23,2 TWh (Olje- og energidepartementet, 2016). Småkraftforeninga har i sitt innspill til Energikommisjonen pekt på at det er potensial på 13-14 TWh ny småkraft.

NVEs anslag er teknisk-økonomiske potensial der kostnadene er vurdert, og der potensialet som omfattes av Verneplan for vassdrag er tatt ut. Tidligere anslag vurderer potensialet i Verneplan for vassdrag til rundt 50 TWh.

Det finnes andre og mer ekspansive estimater for hvor mye norsk vannkraftproduksjon kan økes. Slike estimater tar blant annet ikke hensyn til økonomi eller Verneplan for vassdrag.

Mye av vannkraften er regulerbar, men den kan også bli mer regulerbar. Det er mulig å øke effekten, slik at energien kan produseres raskere og dermed øke bidraget til balansering av systemet. Ombygging til pumpekraftverk kan også gi mer effekt. Ved lave priser kan det øverste magasinet fylles for så å tappes når prisen blir høy. Slike utbygginger gir ikke mer energi, og potensialet kan ikke uttrykkes i TWh. Det er gjort flere studier av disse mulighetene.

En situasjon fremover med større svingninger i prisene og større prisforskjeller vil gjøre det mer lønnsomt med effektutvidelser og pumper i vannkraftsystemet. Flere pumper og pumpekraftverk i norsk vannkraft kan også bidra til bedre forsyningssikkerhet, ved å bruke billig uregulert kraft til å pumpe, og dermed øke fyllingsgraden i magasinene.

Vannkraftnæringen omfattes av flere ulike ordninger som gir inntekter fra vannkraftproduksjon til staten, kommuner og fylkeskommuner. I tillegg til den ordinære selskapsskatten er det grunnrenteskatt, naturressursskatt, konsesjonskraft og konsesjonsavgift, samt eiendomsskatt. Skattene selskapene står overfor bør ikke svekke investeringsinsentivene, men sikre at investeringer som er lønnsomme før skatt også er lønnsomme etter skatt. Bruttobaserte elementer, som eiendomsskatt, konsesjonsavgift og konsesjonskraft, er ikke avhengig av lønnsomhet, og vil dermed øke selskapenes krav til salgspris før en investering er lønnsom. Dette er drøftet i rapporten fra ekspertutvalget som vurderte skattlegging av vannkraftverk (NOU 2019: 16 Skattlegging av vannkraftverk).

10.6.2 Vindkraft på land

Vindkraft på land gikk for noen år siden fra å være en teknologi med mange urealiserte konsesjoner som ble hjulpet frem med offentlige virkemidler, til å bli en lønnsom produksjonsteknologi som bygges ut der det blir tillatt. Samtidig gikk vindkraft fra å være en teknologi med sterk politisk støtte til å bli gjenstand for store folkelige protester.

Regjeringen Solberg foreslo i Meld. St. 25 (2015–2016) Kraft til endring å etablere en nasjonal ramme for vindkraft. Samtidig med høringen i 2019 av NVEs forslag til en slik nasjonal ramme, ble konsesjonsbehandlingen satt på pause. I 2020 behandlet Stortinget en egen stortingsmelding om konsesjonsbehandlingen av vindkraft, som blant annet innebar en rekke innstramminger i praksis (Olje- og energidepartementet, 2020). Det ble åpnet for konsesjonsbehandling av vindkraftsaker i april 2022, under forutsetning av at vertskommunen ønsket det. Det er fortsatt interesse for å utvikle vindkraftprosjekter i Norge, noe som viser seg i at det har kommet inn noen meldinger om større vindkraftverk til NVE. Interessen kan også påvirkes av regjeringens forslag til skatt og økt produksjonsavgift i statsbudsjettet for 2023.

I dag er vindkraft på land den produksjonsteknologien med lavest kostnad per produsert kWh i Norge. Vindkraft på land kan også realiseres raskt sammenlignet med vindkraft til havs. Vindkraftproduksjonen er størst om vinteren, noe som er gunstig med tanke på profilen til den norske kraftbruken og for lønnsomheten.

Det lar seg ikke gjøre å fastslå det teknisk-økonomiske potensialet for vindkraft på land i Norge, bortsett fra at det er svært stort. Det tekniske potensialet er begrenset av tilgangen på kraftnett, men det er ikke en meningsfull begrensning innenfor Energikommisjonens tidshorisont mot 2050. Det innebærer at det først og fremst er rammevilkår og konsesjonspolitikk som setter begrensning på utviklingen, selv om lønnsomhet også kan bli en begrensende faktor etter hvert som mer vindkraft bygges ut.

Vindkraft på land har så langt i Norge vært bygd som større anlegg, selv om det finnes noen mindre vindkraftverk. Det kan være aktuelt fremover også å bygge små vindkraftanlegg, såkalt nærvind.

Innenfor Energikommisjonens tidshorisont vil det bli aktuelt med betydelige reinvesteringer i de vindkraftverkene som er i drift nå. Den tekniske levetiden på moderne turbiner er normalt ca. 25-30 år, og konsesjonene gis med en varighet på inntil 30 år. For å opprettholde dagens produksjonsnivå for vindkraft må det altså både gis ny konsesjon til, og reinvesteres i, eksisterende vindkraftanlegg frem mot 2050.

10.6.3 Vindkraft til havs

Norge er en havnasjon. Vi har lang historie med handel og fiske på havet, og to generasjoners erfaring med petroleumsutvinning til havs. Med et slikt utgangspunkt er det nærliggende for Norge å utforske mulighetene innen havenergi. Kraftsituasjonen i Norge har også utviklet seg slik at vi vil trenge havsatsningen for å sikre den norske forsyningen av kraft.

Norge har som mål å legge til rette for at leverandørbedriftene til olje og gass skal ha flere ben å stå på. Havvind representerer den største muligheten. Det er omfattende planer om havvindutbygging i våre nærområder og flere norske bedrifter har allerede store leveranser. For å utvikle og styrke denne posisjonen er utviklingen av et hjemmemarked avgjørende. Prosjektet «Leveransemodeller for havvind» (Norsk Industri, 2021) har hatt som mål å utvikle leveransemodeller og jobbe for økt gjennomføringsevne for å kunne bygge ut offshore vind i større skala på norsk sokkel, og samtidig øke konkurranseevnen i det internasjonale markedet.

Bunnfast vindkraft har raskt blitt en teknologi med stor utbredelse, særlig i Europa, og kostnadene har falt raskt. Det er nå nær 6000 vindturbiner som er tilknyttet nettet i europeiske havområder, med en samlet ytelse på over 28 GW. EU-kommisjonen har en ambisjon om å nå en samlet installert ytelse på 300 GW innen 2050. Belgia, Nederland, Tyskland og Danmark ble i mai 2022 enige om et felles mål om en utbygging på til sammen 150 GW innen 2050 (Esbjerg-erklæringen, 2022). Til sammenligning er samlet ytelse i det norske kraftsystemet på ca. 34 GW. Landene og EU har også satt mål for 2030.

Rammene for vindkraft til havs i Norge er under utvikling. Selv om to områder er åpnet for havvind har ikke konsesjonsprosessene startet, men regjeringen har varslet at areal på Sørlige Nordsjø II og Utsira Nord skal tildeles i løpet av 2023.

To hovedspørsmål er til utredning og avklaring hos myndighetene: Hvordan areal skal tildeles, og hvordan kraftnettet til havs bør utvikles. Se nærmere omtale i kapittel 10.1.3.

Olje- og energidepartementet arbeider med det første spørsmålet, og tildelte i august 2022 et konsulentoppdrag om utforming av auksjons- og støttemodeller for Sørlige Nordsjø II.

Departementet har etablert tre arbeidsgrupper under ledelse av departementet, Norsk Industri og Statnett som ser på sameksistens, industriutvikling og nett. Statnett leder arbeidsgruppe 3 der Statnett sammen med næringen ser på nettbehovet og grensesnittet mellom Statnett og aktørene.

NVE og RME har fått tre større utredningsoppgaver knyttet til den videre utviklingen av havvind i Norge.

• Virkninger på kraftsystemet av ulike nettløsninger for vindkraft til havs. I dette oppdraget skal NVE vurdere virkningen på kraftsystemet frem mot 2050 ved ulike nettløsninger for havvind, bl.a. hybridløsninger der det også kan utveksles kraft mot andre land. Endelig rapport skal leveres i februar 2023.

• Regulering av nett til havs. RME har fått i oppdrag å vurdere markedsdesign, fordeling av flaskehalsinntekter, samordning av nett og det juridiske rammeverket for økonomisk regulering av nett til havvind. I tråd med revidert frist vil endelig utredning legges frem i to deler, én 2. desember 2022 og én 3. februar 2023.

• Identifisering av nye områder til havs. NVE skal i dette oppdraget i samråd med andre direktorater foreslå nye områder for havvind i norske havområder. De skal også vurdere de 13 områdene som har blitt konsekvensutredet, men som ikke er åpnet. Utredningen skal leveres innen 30. april 2023.

Teknologi og kostnader er også under utvikling. Nærings- og industriaktører peker på store muligheter i Norge, både for stor kraftproduksjon og eksportinntekter fra salg av varer og tjenester knyttet til havvind. Samtidig er mye uklart om veien videre for havvind i Norge.

Foreløpig er kostnadene for vindkraft til havs høyere enn alternativene på land, men også havvindkostnadene er fallende.

Vindkraft til havs har noen store fordeler som gjør teknologien attraktiv, og som dels kan veie opp for høyere kostnader. For det første er det stor frihetsgrad i plassering av vindkraft i havet, særlig for flytende teknologi. Det er miljø- og næringsinteresser også til havs, men det er likevel større muligheter for å minimere påvirkningen av andre interesser enn ved utbygging på land.

For det andre har vindkraft til havs høy brukstid og en relativt stor andel vinterproduksjon. Det er gunstig med tanke på profilen for den norske kraftbruken.

Det tekniske potensialet for vindkraft til havs er tilnærmet ubegrenset, men det er usikkert når det kan bygges ut i Norge uten offentlig støtte. Til nå har det vært gitt tilskudd knyttet til teknologiutvikling.

De åpnede områdene Utsira Nord og Sørlige Nordsjø II har øvre grenser på henholdsvis 1500 MW og 3000 MW vindkraft. En utbygging på til sammen 4500 MW vil, dersom brukstiden blir 4000 timer, gi en årsproduksjon på opp mot 20 TWh.

Regjeringen har varslet at de vil tildele areal på Utsira Nord og deler av Sørlige Nordsjø II i 2023. Det er ikke klart om det vil bli gitt støtte til utbygging, men det er åpenbart at i alle fall utbygging av Utsira Nord, som har dybder som krever flytende turbiner, vil kreve en form for subsidier.

Regjeringen Støre har satt som mål at det skal åpnes og tildeles areal til havs som kan gi 30 GW vindkraftkapasitet innen 2040. Dette tilsvarer en normalårsproduksjon på 120 TWh ved en brukstid på 4000 timer, altså en kraftproduksjon i samme størrelsesorden som dagens kraftproduksjon på land i Norge.

Havvind bygges ofte i svært store prosjekter nokså langt til havs, men det kan også bygges mindre kraftverk nærmere land. Utbyggingene langt til havs er særlig avhengige av dedikerte nettløsninger.

Det kan være ønskelig å ha en viss geografisk spredning av vindkraften, også til havs, for å redusere risikoen for samtidighet – særlig for samtidig lav vindkraftproduksjon. Våre naboland bygger ut mye havvind i Nordsjøen, og norske havvindanlegg langt sør i norske havområder vil ha en høy grad av samtidighet med annen havvindproduksjon. Dette må også ses i lys av tilgangen på kraftnett. Ved en stor utbygging av havvind som skal føres til land i Norge får det norske kraftsystemet også mye kraft levert i få punkter, noe som kan gi utfordringer ved utfall.

Staten har en større rolle enn ved kraftproduksjon på land, der statens rolle ved en konkret utbyggingssak i hovedsak er avgrenset til spørsmålet om det skal gis konsesjon eller ikke:

• For det første er det staten som tildeler areal til vindkraft til havs. Tilgang til areal er normalt noe som avtales med private grunneiere ved kraftutbygginger på land, selv om det i noen tilfeller eksproprieres areal.

• For det andre er større vindkraftbygginger til havs i større grad enn prosjekter på land avhengige av å koble seg til nett som bygges spesifikt til det formålet. Et slikt nett kan være radialer for direkte tilknytning til nettet på land, det kan være nett som er koblet til flere land (hybridnett) eller det kan være et masket nett som flere land samarbeider om. Hvordan dette innrettes har stor betydning for markedsverdien og lønnsomheten til prosjektene.

• Staten har også den normale rollen som konsesjonsmyndighet som skal veie fordeler og ulemper ved utbyggingene og fastsette avbøtende tiltak.

• Staten får også en mulig fjerde rolle dersom det skal gis støtte til havvindutbygginger, for eksempel gjennom langsiktige kontrakter/differansekontrakter.

For at Norge skal lykkes med utbygging av vindkraft til havs, må altså staten ta en mer aktiv rolle enn ved utbyggingssaker på land. Det krever klare mål for satsingen. Dersom det tallfestes hvor mye som skal bygges ut og hva som er målene for satsingen, vil det gi retning til de mange statlige beslutningene som må tas. Energikommisjonen konstaterer at det foreløpig kun er satt mål om tildeling av areal av et stort omfang.

10.6.4 Solkraft

Solkraft kan gi et viktig bidrag til kraftforsyningen i Norge. Solkraft er skalerbart, og kan bygges raskt. Solkraft kan komme både distribuert på boliger og næringsbygg, og i form av store kraftverk. Produksjonen kommer utenom høylasttimene, men i samspill med vannmagasinene, kan solkraft bli viktig også i Norge.

Det tekniske potensialet for bakkemontert solkraft er beregnet av Multiconsult, på oppdrag fra Solenergiklyngen (Multiconsult, 2022). Analysen er basert på en vurdering av hvilke arealer som gir minst virkninger på miljø og samfunn. På summen av jordbruksarealer som kan være ute av drift, parkeringsplasser og avsluttede deponier fant Multiconsult et potensial for 144,1 GWp (gigawatt peak) og en årlig kraftproduksjon på 133,3 TWh. Nedlagte grustak, slik som Furuseth solkraftverk i Stor-Elvdal delvis skal bygges i, er typisk slike areal som Multiconsult har studert. Se kapittel 10.3.4.

Solkraftverk i stor skala vil kreve store areal og synes i terrenget. Det blir viktig å utvikle større solkraft i god dialog med berørte samfunn. Det må høstes erfaring med virkninger på miljøet.

Det tekniske potensialet for solkraft på tilgjengelige tak- og fasadearealer er også stort, og ble beregnet til 65 TWh i Multiconsults studie fra 2022.

NVEs kostnadstall for kraftproduksjon viser at bakkemontert solkraft har lavere produksjonskostnader enn solkraft som er montert på bygg, som beskrevet i kapittel 10.2. Det burde isolert sett tilsi at større utbygginger av bakkemontert solkraft ville komme tidligere enn solkraft på bygg. Inntektssiden kan være ulik for store bakkemonterte anlegg og små anlegg på bygg. Innehavere av store anlegg selger kraften i markedet direkte, mens innehavere av små anlegg bruker mye av kraften selv – de er prosumenter. Huseiere med solkraftproduksjon kan slippe å betale nettariff og elavgift for den kraften de produserer og bruker selv, så lenge de ikke på noe tidspunkt leverer mer enn 100 kW ut på nettet. Slike små solkraftprodusenter har formelt status som plusskunder og slipper også å betale fastledd for innmating av kraft til nettet.

RME har foreslått å utvide plusskundeordningen slik at solkraftprodusenter får rett til å dele produksjon med øvrige kunder på samme gårds- og bruksnummer (RME, 2022). Ordningen har vært på høring. I forslaget er det satt en terskelverdi på anleggets størrelse på 500 kW. Denne ordningen åpner for at for eksempel borettslag kan opptre som plusskunder, og egenprodusert kraft kan fordeles mellom boenhetene etter en fast formel. RME har tidligere gitt dispensasjon fra regelverket til Powerhouse Brattøra i Trondheim for å teste ut en slik mikronettløsning.

Dersom de kombinerer solceller og batterier kan plusskunder i større grad dekke eget forbruk over døgnet uten å overskride effektgrensen på 100 kW. Dersom prisen varier over døgnet, kan batteriene også utnyttes til å øke verdien av solkraftproduksjonen.

Når kraftproduksjonen skjer bak måleren, uten at det registreres som produksjon, fremstår det som energieffektivisering. Forskjellen er at solkraft trenger nettilgang og den påvirker frekvensen i nettet. Den står i et samspill med det store landsomfattende kraftsystemet som er bygd opp over tid, og gradvis mer samkjørt. Det er et gjennomregulert system som skal holde orden på tekniske forhold, forbrukerrettigheter, måling og avregning, fordeling av kostnader mv.

Erfaringen er at mange har interesse av å investere i egen forsyning av kraft, både privatpersoner og næringsaktører. Små solkraftverk kan også bygges uten konsesjon (men ofte kreves behandling etter plan- og bygningsloven), noe som kan gi kortere ledetid enn for større anlegg. De høye kraftprisene fra vinteren 2021/2022 har gitt sterke insentiv til private boligeiere og andre som har mulighet til å installere solkraft, og bransjen melder om høy aktivitet. Solkraftverk på bygg har små virkninger for miljø og samfunn, og gir enkeltpersoner og bedrifter mulighet til å bidra til kraftforsyningen.

Det er grunn til å tro at solkraft blir konkurransedyktig i kraftmarkedet innenfor Energikommisjonens tidshorisont. Det vil utgjøre et stort og viktig innslag i kraftbalansen i fremtiden. I dag er vi i en oppstartfase. Reguleringen av markedet er preget av terskelverdier og unntaksbestemmelser som kan bidra til suboptimale løsninger. De lokale produsentenes ansvar og rettigheter bør klargjøres, det må etableres en god modell for fordelingen av nettkostnadene mellom lokale solkraftprodusenter og andre nettkunder. Det bør sikres samfunnsøkonomisk gode investeringsinsentiver.

10.6.5 Kjernekraft

I Europa har det vært en netto nedgang i kjernekraftkapasiteten de siste årene, særlig drevet av utfasing i Tyskland. I andre deler av verden øker kjernekraftproduksjon, særlig i Kina. Samlet har det derfor vært en flat utvikling i perioden 2005-2020 innen kjernekraft globalt. IEA forventer en vekst fra 415 GW i dag til 582 GW innen 2040 (IEA, 2022).

Kjernekraft gir stor og stabil kraftproduksjon og krever lite areal på produksjonsstedet. Det er teknisk sett trolig svært gunstig med mer kjernekraft i det europeiske kraftsystemet, all den tid annen termisk kraftproduksjon fases ut. Blant ulempene finner vi radioaktivt avfall som må håndteres, konsekvensene ved ulykker og fare for spredning av radioaktivt materiale som kan brukes i våpen. Lønnsomheten er også usikker, og det har vært eksempler på kostbare kjernekraftutbygginger i Europa de siste årene (Olkiluoto 3 i Finland og Hinkley Point C i Storbritannia). Disse prosjektene har også vært preget av lange utbyggingsprosesser og stadige utsettelser.

De to reaktorene ved Halden og på Kjeller, som var forskningsreaktorer uten kraftproduksjon, er begge lagt ned og skal dekommisjoneres (Direktoratet for strålevern og atomsikkerhet, 2022). Norge vil altså fremover være uten reaktorer i drift.

Atomenergiloven av 1972 gir rammer for utvikling av kjernekraft i Norge. Det er likevel sannsynlig at det må utvikles mer detaljert regelverk dersom det blir aktuelt å bygge kjernekraftverk i Norge. Uten at Energikommisjonen har vurdert det nøye, er det nærliggende å anta at det trolig må bygges opp vesentlig forvaltnings- og tilsynskompetanse, i tillegg til systemer for avfallshåndtering, dersom det skal bygges kjernekraft i Norge.

10.6.6 Andre muligheter

Det er mulig å bygge rene biokraftverk, som er termiske kraftverk. Det er også mulig å kombinere kraftproduksjon og varmeproduksjon basert på bioenergi. Dette skjer i noen grad i fjernvarmesystemet i Norge. Biokraftverk kan ha karbonfangstsystemer. Energikommisjonen er ikke kjent med nylig gjennomførte potensialstudier for biokraftverk. Samtidig er det fullt mulig å bygge slike kraftverk i dag, og teknologien er kjent. Biokraftverk, gjerne tilknyttet fjernvarme som bedrer lønnsomheten, er mer utbredt i Sverige og Finland enn i Norge. I og med at det lenge har vært mulig å bygge biokraftverk, er det lite trolig at det er et stort, ukjent potensial. Samtidig kan utsikter til høyere kraftpriser gjøre det mer aktuelt enn tidligere.

Biokraftverk kan trolig bygges nokså raskt, innen 2030, dersom det finnes lønnsomme prosjekter.

Det finnes også flere andre muligheter for kraftproduksjon, blant annet bølgekraft, geotermisk energi og høydevind. Energikommisjonen kjenner ikke til nylige studier av det teknisk-økonomiske potensialet for kraftproduksjon basert på disse teknologiene. På lang sikt bør man likevel være åpen for gjennombrudd for teknologier som ikke er aktuelle nå.

10.7 Varme

Mye av energibruken er basert på elektrisitet, men varme kan dekkes av ulike energikilder og energibærere. Om lag halvparten av elektrisitetsbruken i bygninger går til varmeformål, se kapittel 5. Mulighetene for å ta i bruk alternativer til kraft for å dekke varmebehovet er ikke omtalt i NVEs eller Statnetts langsiktige analyser. I kraftbalansen vil utnyttelse av andre energibærere enn elektrisitet først og fremst dempe kraftbruken, på samme måte som energieffektivisering.

I kapittel 5 fremgår det hvordan kraftbruken per uke fordelte seg i de fem ulike prisområdene i 2021. Fordi det ble brukt mye strøm til oppvarming var forbruket betydelig høyere om vinteren enn om sommeren i alle prisområder, se figur 5.3. I kapittel 9 er det vist hvordan kraftprisen, ifølge NVEs analyser, vil bli påvirket av omfanget av energieffektivisering, se figur 9.8. Særlig vinterstid forventes det at energieffektivisering vil bidra til å senke prisen i normale og tørre år. Energieffektive varmeløsninger og bruk av alternative varmekilder vil ha en tilsvarende virkning i kraftsystemet. Varmesektoren kan permanent begrense energi- og effektbehovet på vinteren og bidra til å redusere eller utsette behovet for investeringer i ny nettinfrastruktur.

Mulighetene for å øke omfanget av fleksible varmesystemer henger direkte sammen med utbredelsen av vannbåren varme. I dag er det krav i plan- og bygningsloven om at bygninger med over 1000 m² oppvarmet areal skal ha energifleksible varmesystemer som dekker minimum 60 prosent av varmebehovet.

10.7.1 Fjernvarme

Fjernvarmeverk er fleksible varmeanlegg som gjør det mulig å bruke andre energibærere enn elektrisitet, for eksempel overskuddsvarmevarme, varmepumper som utnytter energien i sjøvann, jord eller kloakk og bioenergi. Det er også mulig å lagre varmeenergi mellom sesonger. Det utvikles ulike typer varmelagringsmetoder i tilknytning til fjernvarmeanlegg, både sesonglagring i grunn og kortere lagring i termoser. Anleggene er fleksible fordi de kan utnytte elektrisitet når kraftprisen er lav, mens andre energikilder og lagret energi kan benyttes når prisen er høy. Fleksibiliteten i fjernvarmeanleggene kan utnyttes både mellom sesonger og i kortere perioder med høye kraftpriser.

Fjernvarmesystemet i Norge er stort sett utviklet etter år 2000 med tilskudd fra Enova. I 2009 ble det innført deponiforbud for avfall og mange fjernvarmeanlegg ble etablert i tilknytning til nye avfallsforbrenningsanlegg. De fleste norske byer har større eller mindre fjernvarmeanlegg i dag. Fjernvarme er ikke aktuelt i spredtbygde områder eller i eneboliger, fordi kostnadene ved å bygge infrastrukturen er for høy.

Kostnadsstrukturen ved etablering av fjernvarmeanlegg er slik at de innledende kostnadene er høye, mens kostnadene ved å knytte til en ekstra kunde er mer begrenset (fallende gjennomsnittskostnader). For å ta en beslutning om å investere i anlegg med fallende gjennomsnittskostnader, må investor kunne tro på at mange kunder vil knytte seg til. Når NVE har gitt konsesjon for fjernvarme i et område, har det gitt kommunene mulighet til å ilegge nye bygg tilknytningsplikt til anlegget, og dette blir praktisert. Når det er ilagt tilknytningsplikt følger det at byggene må utstyres med infrastruktur for vannbåren varme. Dette er videre beskrevet i boks 10.7 om fjernvarmereguleringen.

I 1986 var panelovner det aktuelle alternativet dersom oppvarmingen skulle baseres på elektrisitet. I dag vil det i mange tilfeller være gode muligheter for å benytte effektive varmepumper. Varmebehovet i nye bygg er også mer begrenset enn på 1980-tallet. Det er flere ganger reist spørsmål om fjernvarmesektoren er riktig regulert.

På oppdrag fra NVE har Vista Analyse (2022) utredet en ny reguleringsmodell for prising av fjernvarme. NVE mente det var nødvendig å vurdere om dagens direkte kobling mellom forbrukernes samlede strømkostnader og fjernvarmeprisen var hensiktsmessig. Problemstillingen ble særlig aktuell da kraftprisen steg voldsomt høsten 2021. Vista Analyse viser i rapporten til at dagens pristak er basert på en alternativ oppvarmingskilde som er vesentlig dyrere enn den mest aktuelle og rimelige løsningen for de fleste kunder. De foreslår å innføre et pristak som tar utgangspunkt i den samfunnsøkonomiske alternativkostnaden ved oppvarming med varmepumpe.

Vista drøfter også mulighetene for ytterligere deregulering av fjernvarmesektoren, herunder fri prisdannelse. I andre land er det forholdsvis vanlig å ha uregulerte priser, men da er konkurransemyndigheter eller forbrukermyndighetene ofte involvert i fjernvarmemarkedet. Offentlig eierskap til anleggene leder til at prisene blir politisk bestemt i noen land. Det varier mellom land om det er tilknytningsplikt til fjernvarme. Vista har undersøkt Sverige, Finland og Tyskland mer inngående og konkluderer:

«Erfaringer fra disse tre landene viser at det er mulig å ha velfungerende fjernvarmemarkeder uten regulering av pris, men at det ofte gir et behov for ulike former for markedsovervåkning for å hindre eller motvirke at fjernvarmeselskaper utnytter sin stilling ovenfor kundene».

Om fjernvarmesektoren er riktig regulert må vurderes med en bredere inngang enn det som nå er gjort for prisreguleringen. Med mer konkurranse vil lokale varmeløsninger kunne konkurrere med fjernvarme i mange tilfeller, særlig varmepumper og bioenergi. Det forutsetter at det er installert vannbårne systemer i byggene, noe som innebærer en engangskostnad. Ettersom det ofte er andre som planlegger og finansierer byggene enn de som bruker dem, kan en vannbåren varmeløsning blir prioritert bort, selv om det over tid kan være lønnsomt og bidra til et mer robust kraftsystem.

10.7.2 Bioenergi

Norge er rikt på skogressurser som kan være egnet til energiformål. Hogsten har økt siden 1990-tallet, men det kan være mulig å øke tilgangen på norsk bioenergi ytterligere. Dette er samtidig ressurser med mange andre anvendelsesområder, som råvare i industrien og byggematerialer. Det er først og fremst restprodukter fra treforedling og rivningsmaterialer som er aktuelle for forbrenning til energiformål i større skala. I tillegg er grener og røtter fra selve skogsdriften en energiressurs. I kloakkrenseanlegg og reaktorer for biologisk avfall, herunder gjødsel og matavfall, kan det produseres biogass. Ved kommer i en egen klasse fordi dette er virke som tas ut med vedproduksjon og gjerne med skogrydding som formål. Bioenergi er en internasjonal handelsvare og Norge var nettoimportør i 2021 (4,3 TWh).

I Norge anvendes bioenergi i stasjonær energiforsyning som varme og elektrisitet, eller som drivstoff. Netto forbruk av biobrensler (innfyrt energi) var 16 TWh i 2021, rundt 1 TWh høyere enn i 2020. I 1990 var netto forbruk av biobrensler til sammenligning 9,2 TWh. I Sverige anvendes bioenergi også til kraftproduksjon, men lønnsomheten her er helt avhengig av at det er avsetning for overskuddsvarme. Både fjernvarmeanleggene og industrien kan avgi slik overskuddsvarme. I Norge er denne typen termisk kraftproduksjon lite utbredt, men forekommer i tilknytning til avfallsforbrenningsanlegg.

Vedfyring i husholdninger utgjorde 6,2 TWh i 2021. Vedfyring gir fleksibilitet i energisystemet, og er mye styrt av temperatur (SSB, 2021). Det høyeste registrerte forbruket av ved SSB har registrert var i 2010, som var et år med høye kraftpriser. Tilsvarende var forbruket lavest i 1992, et år med lave kraftpriser. Bransjeforeningen for miljøvennlige ildsteder og skorsteiner melder om høyt salg av ovner i 2022. Bioenergi er en fleksibel termisk ressurs som kan lagres. Betydningen av bioenergi som fleksibel energiressurs i en fremtid der kraftprisen varierer mer bør analyseres nærmere.

Ved brenning av bioenergi frigjøres et nesten like stort CO₂-utslipp som ved brenning av kull (forskning.no, 2019). Bioenergi regnes likevel som klimanøytral fordi nye trær vokser opp igjen etter de gamle som ble hugget og derfor binder om lag samme mengde CO₂. Men det kan ta 80-120 år fra et tre felles, til et nytt tre er vokst helt opp. Kritikerne av bioenergi fra skog peker på at dette er et svært langt tidsperspektiv.

10.7.3 Energimerkeordningen for bygg

Jakten på et godt omdømme er en driver i utviklingen av fremtidens energisystem, se kapittel 9.7. Ulike merkeordninger blir benyttet for å vise frem at et bygg eller en industrivirksomhet har gode energi- og miljøegenskaper.

I 2010 ble det innført en plikt til å energimerke bygg som skulle selges eller leies ut (Olje- og energidepartementet, 2009). Det ble etablert en karakterskala for byggene. Karakteren var basert på hvor mye tilført energi bygget trengte for å dekke et bestemt nivå på varme og elspesifikt forbruk. Energieffektive bygg, og bygg med varmepumpe og solceller kom høyt på karakterskalaen.

De energibærerne som inngår i fjernvarmeproduksjon, og bioenergi, blir omdannet til varme som blir tilført industrivirksomheter og bygninger. Fjernvarme vil være tilført energi også i tilfeller der de utnytter overskuddsvarme eller effektive varmepumper, det vil si når energieffektiviseringen skjer i andre deler av energisystemet enn hos sluttbruker. Bruk av fjernvarme og bioenergi representerer derfor ikke energieffektivisering hos sluttbruker, det blir klassifisert som energibruk på samme måte som strøm.

For kraftsystemet representerer fjernvarme og bioenergi fravær av kraftbruk, og bidrar til god forsyningssikkerhet på samme måte som energieffektivisering hos sluttbruker. Det er særlig gunstige alternativer fordi de reduserer behovet for elektrisk oppvarming vinterstid. For forsyningssikkerheten for kraft vil de ulike varmeressursene bety mye i den omstillingen vi står overfor. Slik energimerkeordningen er satt opp i dag gir den i enkelte tilfeller feil informasjon til markedsaktørene om hva som vil være gode energivalg for fremtiden. Det vises også til omtale av energimerkeordningen i kapittel 9.8.2.

10.8 Økt utbyggingstakt

10.8.1 Positiv kraftbalanse krever politiske avveininger

Gjennomgangen av utviklingen innen energibruk viser at det er grunn til å forvente en vekst i etterspørselen etter kraft på mellom 21 og 35 TWh innen 2030. Veksten fortsetter til 2050. Det er muligheter for å begrense denne forbruksveksten gjennom energieffektivisering, men ikke i samme størrelsesorden som veksten i etterspørselen. Uten nye tillatelser er det ikke utsikter til mer enn inntil 9 TWh ny kraftproduksjon innen 2030, men havvind vil gi et vesentlig bidrag dersom det realiseres rundt 2030. Kapittel 11 drøfter hvordan balansen mellom etterspørsel og produksjon kan bli fremover.

Et sentralt element i Energikommisjonens mandat er å foreslå økt kraftproduksjon. Gjennomgangen over har vist at det er mulig å bygge ut betydelige mengder ny fornybar energi. Dersom det skal bygges ut så mye som må til for å nå regjeringens klimamål for 2030 og samtidig opprettholde en positiv kraftbalanse, må det gjøres vanskelige avveininger. Det må bli en mye raskere saksgang hos konsesjonsgivende myndigheter, det kreves overordnet planlegging, og det kreves rammebetingelser for alle teknologier som gjør utbyggingene bedriftsøkonomisk lønnsomme.

Det er varierende lønnsomhet og konfliktnivå rundt de ulike teknologiene. Mange modne teknologier har fortsatt stort potensial, men begrenses av samfunnshensyn og miljømessige grunner. Andre teknologier må hjelpes frem for å bli markedsmodne, men også disse vil kunne møte den typen motstand som de modne teknologiene gjør i dag. Det finnes supplerende energibærere som også kan bidra til en bedre energi- og kraftbalanse, som for eksempel bioenergi og fjernvarme.

10.8.2 Effektiv konsesjonsbehandling er en nøkkelfaktor

Konsesjonsbehandlingen utgjør en sentral del av den totale ledetiden for et prosjekt som omfatter hele tidsløpet fra planlegging til konsesjonsbehandling og bygging. Det er flere faktorer som påvirker tidsbruken i konsesjonsbehandlingen, blant annet kompleksitet og konfliktgrad i det enkelte prosjekt. Andre forhold som påvirker tidsbruken er lovfestede prosesskrav, for eksempel i energiloven, forvaltningsloven og forskrift om konsekvensutredninger. De demokratiske prosessene og kravene til forsvarlig behandling er viktig for å sikre et godt beslutningsgrunnlag, lokal forankring og samfunnsaksept for tiltakene.

I Norge er konsesjonsbehandlingen i stor grad samordnet. Dette bidrar i utgangspunktet til forenkling og effektivisering av konsesjonsprosessen. I saker der det kreves konsesjon etter ulike lovverk, koordinerer NVE arbeidet i meldings- og søknadsfasen. Eksempelvis samordnes behandlingen etter vassdragslovene og energiloven med behandlingen etter forurensingsloven og kulturminneloven. NVE koordinerer også saksbehandlingen av større produksjonsanlegg og tilhørende nettanlegg, og det avgis felles innstilling til Olje- og energidepartementet i saker som krever kongelig resolusjon.

For alle sakstyper er det utarbeidet veiledning fra Olje- og energidepartementet og NVE for søkere og høringsparter som blant annet beskriver trinnene i konsesjonsprosessen, de ulike rollene og hva som forventes av høringspartene. God veiledning er viktig for å unngå uklarheter og misforståelser som kan føre til tap av tid. NVE har etablert et kunnskapsgrunnlag om vindkraft i Norge på sine nettsider, et resultat av et omfattende samarbeid mellom mange statlige etater. Nettsidene skal oppdateres og utvides over tid, blant annet med veiledning til konsesjonsprosessen og generell informasjon om vindkraft i Norge.

Videre har NVE utarbeidet standardiserte søknadsmaler som gjør det enklere å søke. Høringsuttalelser kan sendes digitalt via en nettbasert løsning, noe som antas å være tidsbesparende.

Tydelige politiske prioriteringer er ifølge NVE en viktig forutsetning for effektiv konsesjonsbehandling. Et eksempel hvor politiske styringssignaler har vært avgjørende for fremdriften i saksbehandlingen var under den såkalte «småkraftboomen» som startet tidlig på 2000-tallet. NVE klarte da å behandle et stort antall saker i løpet av relativt kort tid. I perioden 2012-2017 ble det ifølge NVEs årsrapporter behandlet hele 980 søknader om små vannkraftanlegg.

NVE har varslet at det forventes vekst i konsesjonssøknader om større vannkraftprosjekter fremover og at disse vil bli høyt prioritert i konsesjonsbehandlingen fordi de bidrar med både betydelig kraftproduksjon og fleksibilitet til kraftsystemet. NVE vil også prioritere opprustings- og utvidelsesprosjekter, fordi de bidrar til å utnytte vannkraftpotensialet i allerede utbygde vassdrag innenfor miljømessig forsvarlige rammer. I tillegg til ny produksjon, vil NVE prioritere revisjon av vilkår i eldre vannkraftkonsesjoner med formål å modernisere vilkårene. Vilkårsrevisjoner er et sentralt virkemiddel for å bedre miljøet i regulerte vassdrag, og for å oppnå miljømålene i de regionale vannforvaltningsplanene som er utarbeidet i henhold til vannforskriften og EUs vanndirektiv.

NVE skriver i en rapport (2020) om konsesjonsprosessen for vindkraft på land at meldingsfasen normalt tar 3-6 måneder fra meldingen tas til behandling, mens behandling av søknad med konsekvensutredning normalt tar 6-12 måneder. Detaljplanfasen tar ifølge NVE normalt 3-6 måneder. Typisk tidsbruk i NVE for aktiv behandling av melding, søknad og detaljplan er således 1-2 år. Den totale ledetiden vil være betydelig lengre fordi man må legge til tid for tiltakshavers gjennomføring av konsekvensutredning, utarbeidelse av søknad og detaljplan, samt eventuell klagebehandling av detaljplangodkjenning – og ikke minst selve byggefasen.

I tråd med vindkraftmeldingen (Meld. St. 28 (2019–2020)) skal det innføres nye frister i behandlingen av vindkraftsaker. Dette for å korte ned tiden fra en melding tas til behandling til anleggsarbeidet kan igangsettes. I nye konsesjoner skal det gis frist på to år for å sende inn søknaden og konsekvensutredningen etter meddelt utredningsprogram og to år på å sende inn detaljplan etter endelig konsesjonsvedtak, samt at det ved godkjenning av detaljplan skal gis frist på 2-3 år for å begynne bygging. Figur 10.7 oppsummerer disse endringene, som vil gi et skjerpet tidsløp i fremtidig konsesjonsbehandling av vindkraftverk på land.

Forstørr bilde

Olje- og energidepartementet (2020).

Når det gjelder vindkraft til havs, inneholder forslaget til veileder fra Olje- og energidepartementet (Olje- og energidepartementet, 2021) en del tidsfrister i konsesjonsbehandlingen. Med dagens regler kan konsesjonsprosessen for havvind, inkludert tiden utbygger bruker på utredninger mv., ta 8–9 år. I forslaget til veileder legges det opp til kortere behandlingstid. Etter at det prosjektspesifikke utredningsprogrammet er fastsatt, vil aktøren ha to år på seg til å sende inn en konsesjonssøknad, men det åpnes for å søke om forlenget frist. Den offentlige høringen av søknaden vil ta minimum seks uker. Anslått saksbehandlingstid vil variere med størrelse og kompleksitet av saken, men departementet ser for seg en saksbehandlingstid for konsesjonssøknaden på om lag ett år, forutsatt at det ikke må pålegges tilleggsutredninger som forlenger saksbehandlingen. Tidsbruken vil øke dersom vedtaket blir påklaget.

Strømnettutvalget (NOU 2022: 6) har foreslått konkrete tiltak for å redusere den samlede ledetiden for nettanlegg. Ifølge utvalget er det både mulig og nødvendig å forbedre prosessene og redusere ledetiden uten at det går på bekostning av hensynet til kvalitet eller demokratiske prosesser. Utvalget peker på at utfordringene med ledetid, usikkerhet og lite standardisert tilknytningsprosess henger sammen, og flere av tiltakene vil ha virkning på flere, eller alle, utfordringene. Et viktig eksempel på dette er digitalisering. I dag bærer mye av arbeidet og prosessene som foregår både hos nettselskap og konsesjonsmyndigheter preg av manglende digitalisering. Omlegging, strukturering og digitalisering av informasjonsutveksling i arbeidet med tilknytningsprosess, kraftsystemutredninger, konsesjonsbehandling mv. vil kunne bidra til å løse hovedproblemstillingene knyttet til mer effektiv nettutvikling.

Strømnettutvalgets forslag til tiltak omfatter også bedre informasjonsutveksling, innføring av frister og fremdriftsplaner, parallelle prosesser, hurtigspor for mindre saker og betingede anleggskonsesjoner. Utvalget mener det er hensiktsmessig å utrede og konsesjonsbehandle nettiltak tidligere, for å redusere forskjeller i ledetid for nye nettanlegg og ledetider for etablering av nye forbrukskunder. Det forutsetter at det kan sannsynliggjøres at tiltaket er samfunnsmessig rasjonelt, eventuelt med vilkår. Utvalget er av den oppfatning at det er mulig innenfor dagens rammer å gi konsesjoner under usikkerhet basert på fremskrivinger mv., og anbefaler at nettselskapene utnytter denne muligheten i større grad. Når det gjelder ordning av køen for nettilknytning, mener utvalget at «først til mølla» prinsippet fortsatt bør gjelde. Statnett og mange andre nettselskaper mener på sin side at kapasitet i nettet bør tildeles etter en prioriteringsordning, der en vektlegger samfunnsnytten, og som er politisk bestemt (Europower, 2022).

Strømnettutvalget anslår at tiden det tar fra utredning til konsesjonsbehandling og bygging av for eksempel større nettanlegg kan reduseres fra 7–14 år til 6–8 år. Økte ressurser til konsesjonsmyndighetene vil være nødvendig for å sikre at de foreslåtte tiltakene gir reelle tidsbesparelser. NVE opplyser at enkelte av tiltakene som Strømnettutvalget har foreslått for å korte ned ledetiden for nettutbygging allerede har blitt innført.

NHO, KS og Naturvernforbundet har på oppdrag fra regjeringens Topplederforum for bærekraftsmålene (2022) vurdert behovet for raskere, bedre og mer kunnskapsbaserte konsesjonsprosesser ved utbygging av fornybar energi generelt. Organisasjonene har blitt enige om følgende tiltak:

1. Tidligere involvering.

2. Styrke utredningskapasiteten og -kompetansen.

3. Styrke saksbehandlingskapasiteten.

4. Analysere flaskehalser og utrede bruk av tidsfrister for å fjerne liggetid hos forvaltningen.

5. Tydeligere prioriteringer.

6. Klargjør skjønnet i konfliktsaker.

7. Åpne for parallelle prosesser.

8. Vurdere ulike løp for enkle og mer kompliserte/omstridte prosjekter.

9. Forsere bruk av digitale verktøy og økologisk grunnkart.

10. Klargjøring av industritomter.

11. Økonomiske insentiver.

12. Innovasjon og teknologiutvikling.

13. Raskere og mer transparent klagebehandling.

Tiltakene er nærmere beskrevet i notat til Kommunal- og distriktsdepartementet (Naturvernforbundet, KS og NHO, 2022).