Kraftforsyningen i Norge hadde ved inngangen til 2022 en samlet installert produksjonskapasitet på 38 744 MW og en samlet normalårsproduksjon på 154,8 TWh. I 2021  satt Norge ny produksjonsrekord med en samlet kraftproduksjon på 157,1 TWh, dette er 14 TWh mer enn gjennomsnittet de siste 5 årene.

Norge har de siste årene vært inne i en periode med stor utbygging av fornybar kraft.  I 2021 ble det til sammen satt i drift  3,14 TWh vann- og vindkraft.  Tilsvarende tall for 2020 var på 7,1 TWh. Vindkraft stod for 86 % av ny kraftproduksjon i 2020 og 55 % i 2021. Ved inngangen til 2022 var det 3,5 TWh ny kraftproduksjon under bygging, vindkraft står for 2,2 TWh av dette.

Vannkraft

Vannkraften er ryggraden i det norske kraftsystemet. I dag står 1739 vannkraftverk for 90 prosent av den samlede norske normalårsproduksjonen. Samlet produksjonskapasitet for norsk vannkraft var på 33 403 MW ved inngangen til 2022.

Vanntilsig og installert produksjonskapasitet danner grunnlag for hva den norske vannkraften kan produsere. Tilsigforholdene varierer betydelig gjennom året og fra år til år. Tilsiget er stort under snøsmeltingen om våren, og avtar normalt utpå sommeren og frem mot høsten. Høstflommer gir normalt en økning i tilsiget mens det vanligvis er svært lavt i vintermånedene. I perioden 1990-2019 har det årlige tilsiget til norske vannkraftverk variert med om lag 65 TWh. I 2020 kom det rekordmye nedbør i Norge, noe som bidro til mye snø i fjellene og høyt tilsig til vannmagasinene. Fyllingsgraden i norske vannmagasin lå over normalen store deler av året og over historisk maksimum i enkelte uker i fjerde kvartal. I 2021 kom det vært lite tilsig og lav fyllingsgrad i magasinene i Sør-Norge. I Midt- og Nord-Norge har fyllingsgraden vært på normale nivåer. Dette har fortsatt utover våren 2022.

Vannkraftsystemet har en normalårsproduksjon på 137,9 TWh per 01.05.2021. Normalårsproduksjonen beregnes av NVE og bygger på observerte tilsig over en lenger periode. Referanseperioden i dag er 1981–2010.

Norge har i dag over 1000 vannmagasiner med en samlet kapasitet på over 87 TWh. Om lag halvparten av lagringskapasiteten dekkes av de 30 største magasinene. Samlet magasinkapasitet tilsvarer 62 prosent av det norske kraftforbruket. Størsteparten av magasinene ble bygd før 1990. Oppgraderinger og utvidelser av kraftverkene har økt evnene til å utnytte magasinene.

Den regulerbare vannkraften kan ved hjelp av magasinene produsere kraft selv i perioder med lite nedbør og lavt tilsig. Tilgangen på stor magasinkapasitet gir mulighet til å utjevne produksjonen over år, sesonger, uker og døgn avhengig av markedsforhold, innenfor de begrensninger som er gitt av konsesjon og forholdene i vassdraget.

Norge har en høy andel elektrisitet i oppvarming, dette bidrar til at kraftprisen- og produksjonen fra magasinkraftverkene som regel er høyest om vinteren.

Produksjonen fra den uregulerbare vannkraften må følge utviklingen i tilsiget. Slike kraftverk har stor produksjon gjennom vår og sommer, når forbruket er på sitt laveste.

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

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

I kraftsystemet som helhet er det også behov for å balansere endringer i forbruk og produksjon gjennom døgnet og innenfor den enkelte timen. Vannkraften kan reguleres raskt opp og ned, til relativt lave kostnader. I termiske kraftverk kan det derimot være tidkrevende og kostbart å regulere produksjonen opp og ned. Norske vannkraftverk er derfor godt egnet til å dekke det kortsiktige behovet for fleksibilitet, et behov som øker med andelen uregulerbar produksjon i det nordiske, og det europeiske kraftsystemet. Dette forutsetter velfungerende integrerte markeder og et tilstrekkelig utbygd overføringsnett.

Vindkraft

Ved inngangen til 2022 var det 64 vindkraftverk med over 1 170 turbiner i Norge. Installert effekt for norsk vindkraft er  på 4 650 MW og en normalårsproduksjon på 15,4 TWh. Produksjonen fra vindkraft varierer med værforholdene. Vindforholdene kan variere mye mellom dager, uker og måneder.

Vindkraftutbyggingen var spesielt stor i 2020, da  5,3 TWh ble satt i drift, fordelt over 18 kraftverk. I 2021 ble det produsert 11,8 TWh med vindkraft, noe som utgjorde 7,5 % av samlet norsk kraftproduksjon . Det er en produksjons økning på rundt 2 TWh fra forrige år og ny produksjonsrekord i Norge. Totalt i Norden ble det produsert 62,1 TWh vindkraft, der Sverige bidro med 26,7 TWh, Danmark 15,7 TWh og Finland med 7,9 TWh.

Solkraft

Ved inngangen til 2021 var samlet installert kapasitet for solkraft på 160 MW i Norge. Tall fra Elhub viser at nesten 90 prosent av den installerte kapasiteten, som tilsvarer om lag 7 000 solcelleanlegg, var knyttet til det norske strømnettet. Statistikken viser også at selv om 85 prosent av solcelleanleggene er anlegg på under 15 kW, så står disse for kun en tredjedel av produksjonskapasiteten. Kun én prosent av anleggene er større enn 250 kW, men disse står samtidig for en femtedel av produksjonskapasiteten. 28 prosent av den nettilknyttede solkraftkapasiteten i Norge ligger i Viken fylke. Etter Viken kommer Vestfold og Telemark og Trøndelag med henholdsvis 12 og 11 prosent av produksjonskapasiteten.

I løpet av 2020 ble det installert om lag 40 MW med ny solkraft i Norge. Det tilsvarer installasjon av 350 solcellepaneler hver dag i 2020. Økningen på 40 MW betyr at den totale solkraftkapasiteten økte med 40 prosent i løpet av året. Økningen var likevel høyere i 2019, da ble kapasitetsøkningen estimert til 50 MW.

Varmekraft

Varmekraftstasjonene i Norge utgjør i underkant av 2 prosent av den samlede produksjonskapasiteten i 2020. Kraftverkene er ofte lokalisert til større industribedrifter som selv har behov for elektrisiteten som produseres. Produksjonen følger derfor i stor grad kraftbehovet i industrien. Energiressursene som benyttes til kraftproduksjon i de termiske anleggene er blant annet kommunalt avfall, industriavfall, spillvarme, olje, naturgass og kull.

De 30 varmekraftstasjonene i Norge har i dag en samlet installert kapasitet på om lag 700 MW, og de siste årene har energiproduksjonen ligget forholdsvis stabilt på 3,4 TWh.

Kraftbalansen

Kraftbalansen uttrykker forholdet mellom produksjon og forbruk, og hvorvidt det i et enkelt år er eksport eller import fra det norske kraftsystemet. Det er store variasjoner i kraftbalansen fra år til år. Forbruket varierer i stor grad med temperaturene, og kraftproduksjonen varierer med tilsig og vindforhold. Den underliggende ressurssituasjonen i den norske kraftforsyningen kan illustreres ved å ta utgangspunkt i den norske produksjonsevnen i et normalt år sammenstilt med det temperaturkorrigerte kraftforbruket, jf. figuren under.

Ved inngangen til 1990-tallet var det et betydelig overskudd i det norske kraftsystemet som ble synligjort ved dereguleringen av markedet. Etter en periode med fallende investeringer i ny kraftproduksjon og en relativt høy vekst i forbruket, ble kraftoverskuddet redusert utover 2000 tallet. Etter finanskrisen i 2008–2009 har svakere forbruksutvikling og større utbygging av ny kraftproduksjon bidratt til et voksende overskudd.

Differansen mellom midlere produksjonsevne og temperaturkorrigert forbruk har de siste årene variert mellom 5 og 11 TWh/år. Nye investeringer har hovedsakelig vært drevet frem av elsertifikatordningen.
Ved inngangen til 3. kvartal 2021 var om lag 5,7 TWh ny vind- og vannkraft under bygging. Av dette er 4 TWh vindkraft og 1,7 TWh vannkraft.

Selv med en god kraftbalanse kan svikt i tilsiget og hendelser utenfor Norge i perioder påvirke kraftforsyningen. Forsyningssikkerheten kom i fokus vinteren 2009/2010 som følge av en kombinasjon av kaldt vær, tilsigsvikt og en betydelig reduksjon i tilgjengeligheten ved svenske kjernekraftverk. Vinteren 2010/2011 var også preget av rekordlave magasinfyllinger og rekordhøye kraftpriser i enkelte timer, som følge av en lengre periode med lave temperaturer og tilsig. Også perioder etter dette har vært preget av periodevis lave tilsig til vannkraftsystemet, sist sommeren 2018. Kraftsystemet har i disse periodene klart å levere de tjenestene som ble etterspurt. De høye prisene har vært viktige for å stimulere til redusert forbruk, økt produksjon og økt import.

Utfordringene med store tilsigvariasjonene er imidlertid avtagende med større tilknytning til kraftsystemer hvor andre energikilder dominerer. Krafthandel med slike land er viktig for vannkraftsystemets evne til å opprettholde forsyningssikkerhet og for verdiskapingen.

Fjernvarme

I 2019 ble det levert 5,9 TWh fjernvarme, dette er en økning på 2 prosent fra rekordåret 2018. Produksjon og forbruk av fjernvarme har fire-doblet seg i løpet av de siste 20 årene, men det utgjør likevel ikke mer enn om lag 3 prosent av Norges totale energiforbruk innenlands. Fjernvarme dekker om lag en tiendedel av behovet for romoppvarming og tappevann i Norge. Installert effekt for fjernvarme er om lag 3600 MW.

Fjernvarme er mest utbredt i de største byene i landet. Produksjonen av fjernvarme tilsvarer om lag 20 prosent av Oslos oppvarmingsbehov.

Fjernvarme kan produseres med mange forskjellige brenselstyper. Avfallsforbrenning dekket om lag 50 prosent av fjernvarmeproduksjonen i 2019. Andelen bioenergi i produksjon av fjernvarmen har økt de siste ti årene, samtidig som bruk av fossile brensler har sunket. I 2019 utgjorde fossil gass og diesel- og fyringsoljer 4,3 % av fjernvarmeproduksjonen.

Fjernvarme forsyner i hovedsak større bygninger. Om lag to tredjedeler av forbruket av fjernvarme skjer i bygninger i tjenesteytende sektor, som sykehus, kultur-, undervisnings- og kontorbygg. Fjernvarme benyttes også i boligblokker og i industrien.

Fjernvarme samspiller på en god måte med kraftforsyningen. Dersom fjernvarme kan erstatte kraftforbruk om vinteren, kan dette begrense behovet for investeringer i kraftsystemet. Fjernvarmeanleggene kan gå på elektrisitet når kraftprisen er lav og andre energibærere når kraftprisen er høy. I Oslo kan fjernvarme dekke 25 prosent av effektbehovet.

Fjernkjøling

Fjernkjøling går ut på at kaldt vann leveres i rør til kjøleformål og har lenge vært i  vekst i Norge, men i 2019 sank bruken med 13 prosent til 192 GWh. Nedgangen i forbruket ses i sammenheng med at forbruket var rekordhøyt i 2018, da Norge opplevde en svært varm sommer. I 2019 stod tjenesteytende næringer for 87 prosent av fjernkjølingforbruket, mens resten ble brukt i industrien.

Det er om lag 20 fjernvarmeselskaper som leverer fjernkjøling. Størstedelen av fjernkjøleproduksjonen kommer fra kjølesentraler basert på varmepumper. Kundene er i hovedsak tjenesteytende næringer.

Gass

I 2020 produserte Norge om lag 113 mrd standard kubikkmeter (sm³) gass fra norsk sokkel. Om lag 95 prosent går til eksport via gassrørnettet i Nordsjøen til Storbritannia og det europeiske kontinentet.

Oppvarming med gass er svært lite utbredt i Norge og det er lite infrastruktur for gassdistribusjon innenlands. Fra 01.01.2017 er heller ikke tillat å installere varmeløsninger for fossile brensler i bygg. Dette inkluderer løsninger beregnet for naturgass. Det som brukes av gass er i hovedsak knyttet til næringsvirksomhet.

Gass føres i land på fem steder: Melkøya, Tjeldbergodden, Nyhamna, Kollsnes og Kårstø. På ilandføringsstedene er gass tilgjengelige for innenlandsk bruk. En betydelig bruker er metanolfabrikken på Tjeldbergodden som produserer metanol med gass som råstoff.

Ved ilandføringsstedene er det kraftverk som bruker gass til produksjon av kraft og varme. Dette gjelder varmekraftverket på Mongstad og gasskraftverkene i Hammerfest. Samlet bruk av naturgass til produksjon av kraft og varme var i 2019 på 5 TWh. I 2015 gikk det med 4,7 mrd sm3 til ulike prosesser ved utvinningen av olje og gass.

I 2015 ble i tillegg 4,9 TWh naturgass distribuert gjennom distribusjonsrørnettverk eller som småskala LNG-distribusjon. Den rørbaserte distribusjonen utgjør om lag 40 prosent og er avgrenset til de to gassrørnettverkene i Rogaland. Det ene nettet har en lengde på 120 km rør og forsyner brukere på Haugalandet, mens det andre nettet er 620 kilometer og leverer gass i Stavanger-området. Mengden gass distribuert gjennom de to distribusjonsnettene har vært stabil de siste årene. Kundene er i hovedsak bedrifter som bruker gass til termiske formål.

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

LNG kan fraktes i tankbiler eller på mindre LNG-frakteskip til mottaksanlegg hos kundene. Ved mottaksanlegget blir LNG regassifisert og kan benyttes til for eksempel industrielle formål. LNG kan også brukes direkte som drivstoff i skip eller tungtransport.

Bioenergi

Bioenergi er en viktig energikilde til produksjon av varme i Norge og kan bidra med energifleksibilitet og reduksjon av klimagassutslipp. Ved varmeproduksjon fra bioenergi utnyttes totalt 85–90 prosent av energien i brenselet. Årlig bruk av bioenergi i Norge økte fra 10 TWh i 1990 til 15,3 TWh i 2019. Ved i husholdninger utgjør den største andelen av forbruket med i overkant av 5 TWh i 2014, etterfulgt av industrien, som bruker flis og annet virke som brensel i produksjonsprosesser.

Strømnettet er viktig infrastruktur

De tre grunnleggende funksjonene i kraftforsyningen er:

• Produksjon
• Overføring
• Omsetning

Sikker strømforsyning er avgjørende for et moderne samfunn. I næringsliv, offentlig tjenesteyting og husholdninger regnes sikker tilgang på strøm som en selvfølge. Nesten alle viktige samfunnsoppgaver og -funksjoner er kritisk avhengige av et velfungerende kraftsystem med pålitelig strømforsyning.

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

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

Beskrivelse av strømnettet

Organisering av strømnettet

Statnett SF eier størstedelen av transmisjonsnettet i Norge, og er utpekt som systemansvarlig i det norske kraftsystemet. Statens eierskap i statsforetaket Statnett forvaltes av Olje- og energidepartementet. Om lag 6 prosent av transmisjonsnettet eies av regionale nettselskap, som har virksomhet innen produksjon og omsetning. Slike anlegg leies inn av Statnett (innleieordningen).

Kommuner og fylkeskommuner eier det meste av regionalnettene og lokale distribusjonsnett, men det er noe privat eierskap.

Mange nettselskaper er en del av vertikalt integrerte selskaper, det vil si selskaper som har virksomhet innenfor både kraftproduksjon, kraftoverføring og/eller kraftomsetning. Fra 2021 er det stilt krav om at alle nettforetak skal ha gjennomført selskapsmessig skille og at nettforetak med mer enn 30 000 tilknyttede nettkunder skal ha gjennomført funksjonelt skille fra annen virksomhet som kan konkurranseutsettes. Kravet vil gjøre skillet mellom marked og monopol mer tydelig. I dag gjelder dette kravet bare for nettselskap med over 100 000 tilknyttede kunder. Det er bare de 7 største selskapene som har over 100 000 nettkunder, og er dermed underlagt krav om selskapsmessig og funksjonelt skille.

Mer om regulering av nettvirksomhet finnes her.

Statnett SF

Statnett er utpekt som systemansvarlig i det norske kraftsystemet. Forskrift om systemansvaret i kraftsystemet (FoS) utdyper at systemansvarlig skal sørge for frekvensregulering, sikre momentan balanse i kraftsystemet, utvikle markedsløsninger som bidrar til en effektiv utvikling og utnyttelse av kraftsystemet, og i størst mulig grad bruke virkemidler som er basert på markedsmessige prinsipper. Systemansvarlig koordinerer driften av kraftsystemet, sørger for fastsettelse av kapasitet til markedet, håndtering av flaskehalser og handel med andre land.

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

Videre har Statnett en sentral rolle i utvikling og drift av overføringsforbindelsene til utlandet. Dette innebærer blant annet et utstrakt samarbeid med de systemansvarlige selskapene og regulatorene i andre europeiske land. De systemansvarlige samarbeider gjennom den europeiske organisasjonen for systemoperatører, ENTSO-E (European network of Transmission System Operators for Electricity) som blant annet har en rolle i utviklingen av europeisk regelverk for det indre energimarkedet i EU.

Nettplanlegging

Informasjon om og oversikt over planlagte og igangsatte investeringer i regional- og transmisjonsnettet finnes blant annet i kraftsystemutredningene (KSU). Ordningen med kraftsystemutredninger for regional- og transmisjonsnettet skal bidra til en samfunnsmessig rasjonell utvikling av regional- og transmisjonsnettet gjennom koordinerte, langsiktige vurderinger av kraftsystemets utvikling. Med samfunnsmessig rasjonell og samfunnsøkonomisk lønnsomt legger man til grunn det samme. I arbeidet med kraftsystemutredninger involveres ulike aktører. NVEs forskrift av 7. desember 2012 nr. 1158 om energiutredninger fastsetter krav til innholdet i og utarbeidelsen av kraftsystemutredningene.

Kraftsystemutredningene beskriver dagens kraftnett, forbruk og produksjonsdata, nåværende og framtidige overføringsforhold samt forventede tiltak. Det er etablert 18 utredningsområder, 17 regionale og ett for transmisjonsnettet. Det er 17 regionale nettselskap som utarbeider kraftsystemutredninger for ulike deler av regionalnettet, mens Statnett utarbeider kraftsystemutredningen for transmisjonsnettet. Utredningene har en del som er offentlig og en del som av beredskapsmessige grunner er unntatt offentlighet. Den offentlige delen av transmisjonsnettets kraftsystemutredning omtales som Statnetts nettutviklingsplan. Nettutviklingsplanen skal inneholde en overordnet beskrivelse av kraftsystemet med fokus på overføring, forbruk, produksjon og forsyningssikkerhet. I tillegg skal alle forventede nettinvesteringer med alternativer beskrives og begrunnes med bakgrunn i mulige utvikling i behov for overføringskapasitet.

Kraftsystemutredningene er viktige i NVEs arbeid med vurdering av konsesjonssøknader for energianlegg. Før nettselskapene kan sende melding om nye, store kraftledninger, skal det gjennomføres en ekstern kvalitetssikring av selskapets behovsanalyse og en utredning av konseptet.

Kraftutveksling

Flere av landene i Norden forventes å få større utvekslingskapasitet til Europa de neste årene jf. figuren under. Den økte integrasjonen med det europeiske markedet gir økt handel med våre naboland og endret kraftflyt i det norske og nordiske kraftsystemet. Totalt kan overføringskapasiteten fra Norden øke med 150 prosent sammenliknet med i dag, dersom alle prosjektene blir realisert. Dette vil tilsvare en økning i teoretisk mulig kraftoverføring fra 50 til 120 TWh per år.

Norges utvekslingskapasitet med utlandet er i dag 6200 MW. Dette tilsvarer om lag 20 prosent av vår installerte produksjonskapasitet. To nye utenlandsforbindelsene til Tyskland og Storbritania er planlagt ferdigstilt i henholdsvis 2019 og 2021, og er på 1400 MW hver. Dette vil øke den samlede norske utvekslingskapasiteten til omlag 9000 MW. Norge vil dermed ha en svært høy andel utvekslingskapasitet sammenliknet med mange av de europeiske landene.

Et markedsbasert kraftsystem

Kraftmarkedet sørger for at ressursene utnyttes effektivt, at forsyningssikkerheten ivaretas og bidrar til at kraften ikke blir dyrere enn nødvendig.

Et viktig prinsipp i reguleringen av kraftsystemet er skillet mellom monopolvirksomhet og virksomhet som egner seg for konkurranse. Det er energiloven som ligger til grunn for fritt kjøp og salg av elektrisk energi og en strengt regulert nettvirksomhet.

Elektrisk strøm skiller seg fra andre varer ved at den egner seg dårlig til lagring. Det må derfor til enhver tid være eksakt balanse mellom produksjon og forbruk.

I engrosmarkedet kjøpes og selges store kraftvolum, og det er der prisdannelsen for hver enkelt time i det påfølgende døgnet skjer. Prisdannelsen skjer basert på mange aktørers tilbud og etterspørsel gitt tilgjengelig nettkapasitet. Den kortsiktige markedstilpasningen sørger for at de rimeligste produksjonsressursene tas i bruk først. Videre gir kraftprisene signaler om knapphet på strøm i form av investeringssignaler.

Transmisjon og distribusjon av elektrisk kraft er et
naturlig monopol, og det er derfor ikke åpnet for konkurranse innenfor nettvirksomheten.

Et integrert marked

Norge er en del av et felles nordisk kraftmarked med Sverige, Danmark og Finland, som igjen er integrert i det europeiske kraftmarkedet via overføringsforbindelser til Nederland, Tyskland, Baltikum, Polen og Russland. I løpet av 2021 har Norge fått på plass to nye utenlandskabler. Nord Link-kabelen til Tyskland ble satt i ordinær drift 31. mars i år. I tillegg ble North Sea Link-kabelen til Storbritannia satt i prøvedrift 1. oktober.

I Europa arbeides det med å forbedre det indre energimarkedet og koble sammen de europeiske markedene. Europeisk markedskobling har tidligere vært basert på frivillig samarbeid og regionale initiativ. Det nordiske markedet var tidlig ute med å etablering av en felles kraftbørs, Nord Pool. I dag omfatter den europeiske markedskoblingen i day-aheadmarkedet 25 land og om lag 95 prosent av Europas kraftforbruk.

Markedskoblingen skjer ved implisitt auksjon, som innebærer at priser og elektrisitetsflyt mellom områder beregnes samtidig i day-aheadmarkedet. Aktører på ulike sider av landegrenser legger inn sine salgs- og kjøpsbud time for time før neste dag, og behøver ikke å reservere kapasitet i nettet på forhånd.

Cross-Border Intraday Initiative (XBID) er et prosjekt om et felles europeisk intradagmarked. I juni 2018 ble prosjektet satt i drift for 14 land, inkludert
Norge. I november 2019 ble syv flere land inkludert i løsningen for et felles europeisk intradagmarked.

Organiseringen av kraftmarkedet

Kraften som mates inn på nettet følger fysiske lover og flyter minste motstands vei. Det er ikke mulig å skille ulike kraftleveranser fra hverandre. En forbruker som slår på strømmen, kan for eksempel ikke vite hvem som har produsert kraften han benytter eller hvor langt den er transportert gjennom nettet. Nettselskapene holder regnskap med hvor mye kraft den enkelte produsent leverer og hvor mye den enkelte sluttbruker tar ut, og dette danner grunnlag for avregning. Produsenter får betalt for den mengde kraft de leverer og sluttbrukere betaler for sitt forbruk.

Kraftmarkedet kan deles inn i engrosmarkedet og sluttbrukermarkedet. I engrosmarkedet kjøpes og selges store kraftvolum. Aktører i engrosmarkedet er kraftprodusenter, meglere, kraftleverandører og store industrikunder. Kraftleverandører handler på vegne av små og mellomstore sluttbrukere, mindre næring og industri.

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

• Day-aheadmarkedet
• Kontinuerlig intradagmarked
• Balansemarkeder

Day-ahead- og intradaghandel skjer på organiserte markedsplasser (kraftbørser). I dag har Nord Pool AS og EPEX SPOT konsesjon for å drive organisert markedsplass for omsetning av elektrisk energi i Norge.

Balansemarkedene drives av Statnett som er tildelt konsesjon for å utøve systemansvaret. For å sikre den momentane balansen benytter Statnett balansemarkedene for å regulere forbruk/produksjon opp eller ned, avhengig av ubalansen. Aktørene kan også inngå bilaterale kontrakter om kjøp og salg av kraft til avtalt pris, volum og tidsperiode for levering.

I sluttbrukermarkedet er det den enkelte sluttbruker som inngår avtale om kjøp av kraft fra en fritt valgt kraftleverandør. I Norge består sluttbrukermarkedet av om lag en tredel husholdningskunder, en tredel industri og en tredel mellomstore sluttbrukere, som for eksempel hoteller og kjedebutikker.

Engrosmarkedet

Day-ahead- og intradagmarkedet

Day-aheadmarkedet er hovedmarkedet for krafthandel i Norden, hvor mesteparten av volumene handles.
Day-aheadmarkedet er et marked for kontrakter med levering av fysisk kraft time for time neste døgn. Aktørene leverer inn salgs- og kjøpsbud til kraftbørsens handelssystem mellom kl. 8.00 og 12.00. Før kl. 10.00 gir TSOen, som i Norge er Statnett, transmisjonskapasitet for hvert budområde til markedet. Auksjonen i day-aheadmarkedet stenger kl. 12. Basert på de innkomne kjøps- og salgsbudene og den ledige transmisjonskapasiteten, beregnes prisene for hver time neste døgn.

Det nordiske day-aheadmarkedet er koblet med day-aheadmarkedene i store deler av Europa gjennom såkalt implisitt auksjon. Det vil si at aktørene byr på energi og overføringskapasitet samtidig. Det nordiske kraftmarkedet er også priskoblet med store deler av Europa (PCR). Priskoblingen betyr at Nord Pool kalkulerer kraftprisene i de ulike områdene med en felles europeisk prisalgoritme, til samme tid hver dag.

Balansen mellom tilbud og etterspørsel sikres i stor grad i day-aheadmarkedet. Det kan oppstå hendelser etter auksjonen i day-aheadmarkedet, for eksempel endrede vær-prognoser, som gjør at aktørenes faktiske produksjon eller forbruk blir annerledes enn deres posisjon i day-aheadmarkedet.

I intradagmarkedet handles det kontinuerlig i tidsrommet mellom klareringen i day-aheadmarkedet og frem til én time før driftstimen. På den måten får aktørene mulighet til å handle seg i balanse, dersom de ser at faktisk produksjon eller forbruk blir annerledes enn deres meldte posisjon i day-aheadmarkedet.

Nord Pool tilbyr i dag intradaghandel i Norden, Baltikum, Tyskland, Luxemburg, Frankrike, Nederland, Polen, Østerrike og Storbritannia. Mens EPEX opererer i Østerrike, Belgia, Danmark, Tyskland, Finland, Frankrike, Luxemburg, Nederland, Norge, Sverige, Storbritannia og Sveits.

Balansemarkeder

Selv om day-ahead- og intradagmarkedet skaper balanse mellom produksjon og forbruk vil det stadig være hendelser som forstyrrer balansen i driftstimen. For å sikre den momentane balansen benytter Statnett balansemarkedene for å regulere forbruk/produksjon opp eller ned, avhengig av ubalansen.  Ved en frekvens på 50 Hz er systemet i balanse. I Norden deles balansemarkedene inn i primærreserver (FCR), sekundærreserver (FRR-A) og tertiærreserver (FRR-M). Primær- og sekundærreserver aktiveres automatisk som følge av endringer i frekvensen, mens tertiærreservene aktiveres manuelt av de nordiske systemoperatørene, som er de som er ansvarlig for driften.

Ubalanser reguleres først ved hjelp av primærregulering. Som systemansvarlig har Statnett ansvar for at det til enhver tid er nok primærreserver. Primærreservene handles inn i et eget døgn- og ukemarked for primærreserver. Dersom ubalansene vedvarer over flere minutter, vil sekundærreguleringen ta over, og frigjøre primærreguleringsressursene for regulering av nye ubalanser.

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

Systemansvarlig sikrer at det finnes tilstrekkelig balansekapasitet (opp- og nedreguleringsressurser) i den norske delen av regulerkraftmarkedet gjennom Regulerkraftopsjonsmarkedet (RKOM). RKOM er et opsjonsmarked hvor tilbydere får betalt for å garantere at de deltar i regulerkraftmarkedet, uavhengig av om ressursene benyttes eller ikke.

Prisdannelse

Systempris

Hver dag beregner kraftbørsen Nord Pool systemprisen for kraft det kommende døgnet. Systemprisen er en teoretisk pris, som beregnes ut fra en forutsetning om at det ikke er overføringsbegrensninger (flaskehalser) i det nordiske transmisjonsnettet. Systemprisen er felles for hele det nordiske markedet og fungerer som referansepris for prissetting av den finansielle krafthandelen i Norden.

Produsentene melder inn hvor mye de ønsker å produsere til et gitt prisnivå. Budene gjenspeiler den verdi produsentene mener produksjonen har, som i stor grad er knyttet til de løpende produksjonskostnadene ved kraftverket. Sluttbrukerne melder hvor mye de vil bruke til ulike prisnivå. Prisen bestemmes av det som gir likevekt mellom tilbud og etterspørsel i day-aheadmarkedet.

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

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

Områdepriser/budområder

I tillegg til systemprisen beregner Nord Pool områdepriser som tar hensyn til flaskehalser i transmisjonsnettet. Områdeprisene er de prisene som skaper balanse mellom kjøps- og salgsbud fra aktørene innenfor de ulike budområdene i Norden. Norge har de seneste årene vært delt inn i fem budområder, Sverige er delt inn i fire områder, Danmark i to områder, mens Finland består av ett.

Årsaken til at det kan oppstå flaskehalser og ulike kraftpriser mellom områder er at vi har ulike regionale kraftsituasjoner, som kan variere fra time til time og mellom sesonger og år. Noen regioner har kraftoverskudd i en situasjon, mens andre har underskudd. I områder med underskudd er det derfor behov for å importere kraft, mens det i overskuddsområder er behov for å eksportere kraft. Dersom det ikke er tilstrekkelig overføringskapasitet til å importere og eksportere denne kraften, oppstår det flaskehalser mellom områdene. Natt til 6. juli 2020 var første gang Norge opplevde negative kraftpriser. Selv om kraftprisen var under null i Sør-Norge, hadde Nord-Norge (prisområde NO3 og NO4) positive kraftpriser med 1,5 øre/kWh. Det var betydelige nedbørsmengder og begrensninger i overføringskapasiteten ut av prisområdene som bidro til den lave prisen.

Ved inndeling i budområder defineres et markedsområde på hver side av flaskehalsen. Dette åpner for at underskuddsområdene kan få en områdepris som er høyere enn prisen i overskuddsområdene. Kraften flyter fra områder med lav pris til områder med høy pris, og dette bidrar til å øke tilførselen av kraft der det er mest behov. Videre gir områdeprisene signaler til aktørene om hvor det er mest verdt å øke eller redusere produksjon og forbruk. I områder med knapphet på kraft økes produksjonen samtidig som forbruket reduseres, noe som bedrer krafttilgangen og forsyningssikkerheten.

I tillegg til å være et viktig verktøy for å skape balanse på kort sikt, bidrar områdepriser til å synliggjøre behovet for mer langsiktige tiltak i kraftsystemet. Områdeprisene gir signaler til produsenter og forbrukere om hvor det er mest gunstig å lokalisere ny produksjon eller nytt stort forbruk.

Inndeling i budområder betyr ikke at det automatisk oppstår ulike områdepriser. Når det ikke er begrensninger i kapasiteten i det nordiske overføringsnettet, blir områdeprisene like i hele Norden og tilsvarer systemprisen.

Natt til 6. juli 2020 opplevde Norge negative kraftpriser for første gang. Selv om kraftprisen var under null i Sør-Norge, hadde Nord-Norge (prisområde NO3 og NO4) positive kraftpriser med 1,5 øre/kWh. Det var betydelige nedbørsmengder og begrensninger i overføringskapasiteten ut av prisområdene som bidro til den lave prisen

Sluttbrukermarked og strømpris

De som kjøper kraft til eget forbruk regnes som sluttbrukere. Sluttbrukere i Norge kan fritt velge hvem de vil kjøpe kraften av. Små sluttbrukere kjøper vanligvis kraft fra en kraftleverandør, mens større sluttbrukere, for eksempel større industribedrifter, ofte velger å kjøpe direkte på engrosmarkedet for kraft eller fra en kraftprodusent gjennom en bilateral avtale.

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

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

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

Kontrakter basert på markedspris med påslag er en avtale om at prisen følger markedsprisen som fastsettes på Nord Pool. I tillegg til markedsprisen må kunden betale et påslag. Slike kontrakter er det nærmeste husholdninger og mindre næringer kommer day-aheadmarkedet.

Alle nettselskaper skulle innen 1. januar 2019 ha installert smarte strømmålere (AMS) for alle sluttbrukere i sitt konsesjonsområde. AMS gir forbrukerne bedre informasjon om eget strømforbruk, og en mer nøyaktig avregning slik at kunden blir fakturert for sitt faktiske forbruk. Strømkundene vil få bedre oversikt over strømforbruket sitt og mulighet til å bruke strøm på en mer fleksibel, effektiv og miljøsparende måte. Per første halvår av 2019 hadde 97 prosent av målerparken nye strømmålere.

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

Finansiell krafthandel

Den finansielle krafthandelen omfatter handel med finansielle instrumenter som brukes til både risikostyrings- og spekulasjonsformål. Alle kontrakter gjøres opp finansielt, uten fysisk sluttoppgjør i form av kraftleveranser. Finansielle produkter omtales ofte som langsiktige kontrakter fordi de handles for perioder lengre frem i tid enn de fysiske produktene.

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

De finansielle produktene omfatter future- og forwardkontrakter, electricity price area differentials (EPAD) og opsjoner (se forklaring under faktaboksen "Finansielle produkter").

Nasdaq OMX Clearing AB (Nasdaq Clearing) foretar avregning og oppgjør av de finansielle kontraktene på Nasdaq OMX. Nasdaq Clearing er underlagt det svenske finanstilsynet, Finansinspektionen. Oppgjør for økonomiske transaksjoner er et viktig bidrag til effektiviteten i det nordiske kraftmarkedet. Nasdaq Clearing trer inn som motpart i all finansiell handel på Nasdaq OMX.

Også bilaterale finansielle avtaler kan cleares eller avregnes. Dette tar bort motpartsrisiko for aktørene, som vil si risikoen for at motparten under en økonomisk transaksjon ikke skal holde sin del av avtalen.

Norsk krafthandel

Siden 1990 har den norske overføringskapasiteten økt med over 2000 MW, gjennom nye overføringsforbindelser til Danmark, Nederland og Sverige. Norge har vært nettoeksportør i 16 av de siste 25 årene. Perioden fra midten av 1990-tallet til midten av 2000-tallet var preget av flere år med nettoimport av kraft enn tidligere. De siste ti årene har kraftbalansen bedret seg, og Norge har hatt en gjennomsnittlig nettoeksport på omtrent 10 TWh per år. I 2020 har Norge hatt store mengder vann i magasinene og historisk høy vindkraftproduksjon. Dette resulterte i rekordhøy produksjon av elektrisk kraft, som bidro til at Norge hadde en nettoeksport på 20,5 TWh. Aldri før har det vært så høy nettoeksport ut av landet i løpet av ett år.

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

Utvekslingsmønsteret mot Nederland er litt annerledes. Norge har vært nettoeksportør i 10 av de 12 årene Norned-kabelen har vært i drift. Nederland har et kraftsystem som i større grad er basert på termisk produksjon, der kostnadene ved å produsere gass- og kullkraft bestemmer prisen i store deler av året. Så lenge det nederlandske prisnivået ligger over det norske vil kraften flyte i retning Nederland. Når ressurssituasjonen i Norge er knapp, vil det norske prisnivået kunne øke og kraftflyten periodevis skifte retning.

I 2018 ble det handlet totalt 20,5 TWh over overføringsforbindelsen fra Norge. Omtrent 40 prosent av dette volumet var utveksling med Sverige, 24 prosent med Danmark, mens Nederland utgjorde om lag 36 prosent. Handelsvolumet til Russland og Finland utgjorde til sammen i underkant av 1 prosent.

En sikker tilgang på strøm er grunnleggende for alle samfunnsfunksjoner. Kraftmarkedet har en viktig rolle i å sikre at det er løpende balanse mellom forbruk og produksjon. Med varierende tilsig til vannkraftsystemet, er tilgangen på magasiner og muligheten til kraftutvekslingen en forutsetning for forsyningssikkerheten i Norge.

Energisikkerhet

Vannkraft utgjør det meste av av den norske kraftforsyningen, og ressursgrunnlaget avhenger derfor av den årlige nedbørsmengden. Dette er annerledes enn for kraftsystemene i Europa, der termisk kraftproduksjon fortsatt dominerer og brensel (kull og gass) er tilgjengelig i markedene. Et særtrekk ved den norske vannkraften er muligheten til å lagre energi.

Den regulerbare vannkraften kan ved hjelp av magasinene produsere kraft selv i perioder med lite nedbør og lavt tilsig. Tilgangen på stor magasinkapasitet gir mulighet til å utjevne produksjonen over år, sesonger, uker og døgn avhengig av markedsforhold, innenfor de begrensninger som er gitt av konsesjon og vannvei.

En god kraftbalanse sammen med tilgang på utviklingskapasitet med utlandet gjør at Norge i dag har en god forsyningssikkerhet for strøm. Svikt i tilsiget og hendelser utenfor Norge kan likevel gi utfordringer for kraftforsyningen.

Statnett har ansvar for å utvikle virkemidler for å håndtere svært anstrengte kraftsituasjoner (SAKS). Formålet med SAKS-tiltakene er å redusere sannsynligheten for rasjonering. Statnett utførte vinteren 2015 en analyse av fremtidig behov for tiltak for svært anstrengte kraftsituasjoner (SAKS). Statnetts analyser tyder på at det er svært lav sannsynlighet for rasjonering det neste tiåret, både når det gjelder regioner og Norge som helhet.

Energiloven inneholder en bestemmelse om rasjonering av elektrisk energi, herunder tvangsmessige leveringsinnskrenkninger og rekvisisjon. Rasjonering kan iverksettes når ekstraordinære forhold tilsier det. I medhold av bestemmelsen er NVE utpekt som rasjoneringsmyndighet, og er ansvarlig for planlegging og administrativ gjennomføring av tiltak i forbindelse med kraftrasjonering. NVE har en egen forskrift om rasjonering.

Effektsikkerhet

Mens elektrisitetsforbruket angir forbruket over tid, kalles forbruket av strøm i et enkelt øyeblikk for effektforbruk. Effektbalansen er forholdet mellom tilgang og bruk av kraft på ett bestemt tidspunkt. Selv om effektuttaket vil variere med temperaturer, har trenden vært at effektforbruket øker i tråd med veksten i det generelle elektrisitetsforbruket. I 1990 var maksimalt effektuttak 18420 MW. Den 21. januar 2016 ble det registrert en ny forbruksrekord, med et effektuttak på 24 485 MW i timen mellom 8 og 9 om morgenen. Effektuttaket har dermed økt med 33 prosent siden 1990, og har hatt en sterkere vekst enn elektrisitetsbruken. Dette er utviklingstrekk som forventes å prege det norske kraftforbruket fremover.

Den norske vannkraften har en samlet installert effekt på over 33 755 MW, fordelt på om lag 1609 kraftverk. Produksjonsrekorden er fra den 6. januar 2016, da det mellom klokken 19 og 20 ble produsert hele 26 766 MW til sammen fra norske kraftanlegg.

Et strømnett med tilstrekkelig overføringskapasitet er en forutsetning for god forsyningssikkerhet. For å kunne sikre kraftforsyningen i alle situasjoner må overføringsnettet kunne håndtere variasjonene i forbruk og produksjon av kraft som kan forekomme på kort og lang sikt. Dette innebærer at nettet må dimensjoneres både for å håndtere toppene i kraftforbruket, som typisk forekommer på de kaldeste dagene i det kaldeste året, og for å kunne importere tilstrekkelig kraft gjennom en lengre periode, for eksempel i tørrår.

Av hensyn til forsyningssikkerhet planlegges gjerne investeringer i transmisjonsnettet ut fra at feil på én komponent normalt sett ikke skal gi avbrudd for sluttbrukerne (N-1-kriteriet). N-1-kriteriet er likevel ikke en erstatning for den samfunnsøkonomiske vurderingen som gjøres når konkrete ledninger besluttes. Mer informasjon om hvordan investeringer i strømnettet planlegges finnes her.

Driftssikkerhet

Driftssikkerhet gjelder den kontinuerlige driften av kraftsystemet, helt ned på minutt- og sekundnivå. Blant annet kan feil på linjer, transformatorer og styringssystemer påvirke driftssikkerheten og gi avbrudd i forsyningen. Det kan være flere grunner til at det blir feil på komponenter, men værrelaterte hendelser er en viktig årsak til avbrudd. Du kan lese mer om avbrudd lengre ned på siden.

Statnett  koordinerer driften av kraftsystemet, sørger for fastsettelse av kapasitet til markedet, håndtering av flaskehalser og handel med andre land. Systemansvaret skal legge til rette for et effektivt kraftmarked og en tilfredsstillende leveringskvalitet i kraftsystemet. Den kontinuerlige balanseringen av produksjon og forbruk er svært viktig for driftssikkerheten i systemet. Dersom det oppstår ubalanser, iverksetter systemansvarlig tiltak for å gjenopprette balansen, som å justere produksjonen eller forbruket.

Elektrisitet er ferskvare, og det må til enhver tid produseres like mye strøm som det forbrukes. Dette kalles den momentane balansen i kraftsystemet. Kraftmarkedet er helt sentralt for balansen mellom tilbud og etterspørsel etter kraft. Resultatene fra den daglige prisberegningen i day-aheadmarkedet er grunnlaget for Statnetts planlegging og opprettholdelse av momentan balanse i det påfølgende driftsdøgnet.

Frekvensen er et mål for den momentane balansen, og er den samme i hele det nordiske synkronområdet, som omfatter Norge, Sverige, Finland og deler av Danmark. Frekvensen skal være 50 Hertz (Hz), med en normalvariasjon mellom 49,9 og 50,1 Hz. Siden Norden har felles frekvens, vil ubalanser i et område påvirke hele synkronområdet. Dette innebærer at et lands nettinvesteringer, valg av markedsløsninger eller tiltak innen driftssikkerhet påvirker hele synkronsystemet. Det er derfor nødvendig med et tett samarbeid mellom de nordiske landene.

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

Mange av utfordringene for kraftsystemet som helhet gjør seg også gjeldende for distribusjonsnettet. Sårbarheten for avbrudd og redusert leveringskvalitet øker i takt med at vi tar i bruk elektrisitet på flere områder. For eksempel er det slik at bruken av effektkrevende apparater som induksjonstopper, og tilknytning av uregulerbar kraftproduksjon på lavere nettnivå, medfører at driften av distribusjonsnettet blir mer krevende.

Investeringer i distribusjonsnettet og tiltak for å hindre avbrudd er viktig for forsyningssikkerheten. Nye teknologiske og markedsmessige løsninger kan også gjøre kraftsystemet bedre rustet til å håndtere fremtidige utfordringer. Du kan lese mer om teknologisk utvikling i kraftsystemet her.

Leveringspålitelighet og avbruddsstatistikk

Leveringspåliteligheten for strøm er knyttet til hyppigheten og varigheten av avbrudd i forsyningen. Leveringspåliteligheten i Norge er stabilt meget god, og er nærmere 99,99 prosent i år uten ekstremvær, og for alle år siden 1996 har den aldri ligget under 99,96 prosent, se figuren under.

Ekstremvær påvirker leveringspåliteligheten, noe som er spesielt tydelig i 2011 da ekstremværet "Dagmar" forårsaket mange utfall på grunn av sterk vind og trær som falt på kraftledningene.

I 2017 opplevde sluttbrukere i gjennomsnitt 1,6 kortvarige og 1,7 langvarige avbrudd. Langvarige avbrudd er avbrudd som varer mer enn 3 minutter . Viktige årsaker til avbrudd er tordenvær (lyn), vind og vegetasjon som for eksempel trær som faller på linjene, og snø/is som legger seg på linjene. Ulike tiltak kan iverksettes for å redusere avbrudd som følge av disse årsakene. Linjerydding er et viktig tiltak for å redusere avbrudd som følge av trær som faller på linjene, og jordkabel reduserer også påvirkningen fra trefall. I distribusjonsnettet skal bruk av jordkabel være hovedregelen, jf. Meld. St. 14 (2011– 2012).

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

Beredskap

Samfunnets økende avhengighet av elektrisitet gjør kraftforsyningsberedskap svært viktig. Beredskap handler både om å forebygge utfall, men også om rask gjenoppretting dersom det skjer utfall. Det er derfor utarbeidet et sektorregelverk med energiloven og særlig beredskapsforskriften, som gir gode insentiver til både forebygging og hurtig gjenoppretting ved feil.

Beredskapsforskriften omfatter blant annet krav til reparasjonsberedskap, sikringstiltak, informasjonssikkerhet, beskyttelse av driftskontrollsystemer, og organiseringen av Kraftforsyningens beredskapsorganisasjon (KBO).

NVE organiserer KBO, som ved beredskapshendelser løser oppgaver knyttet til gjenoppretting av kraftforsyningen. KBO består av NVE, Statnett og større kraftprodusenter, nettselskaper og fjernvarmeselskaper som har anlegg med vesentlig betydning for drift eller gjenoppretting av produksjon, omforming, overføring, omsetning eller fordeling av elektrisk energi eller fjernvarme.

Kraftforsyningens distriktssjefer (KDS) er energiforsyningens regionale representanter, som utpekes av NVE. KDSene har ansvar for hvert sitt geografiske område, og representerer også energiforsyningen i fylkesberedskapsrådet.

Liv og helse og annen samfunnskritisk virksomhet skal prioriteres ved gjenoppretting. Forskriften krever også at selskapene skal ha robuste kommunikasjonsløsninger. Et eksempel på dette er egne kommunikasjonslinjer i sektoren som gjør at selskapene kan kommunisere med hverandre dersom mobiltelefoni ikke fungerer. Selskapene har en selvstendig plikt til å sørge for effektiv sikring og beredskap, og å iverksette tiltak for å forebygge, håndtere og begrense virkningene av ekstraordinære situasjoner.

NVE bidrar til økt oppmerksomhet om beredskap i sektoren gjennom tilsyn, veiledning, øvelser og informasjonsdeling.

Et moderne og digitalt kraftsystem

Norge har alltid ligget langt fremme i å ta i bruk ny teknologi i kraftsystemet. I løpet av de siste årene har det skjedd en stor teknologisk utvikling i takt med den økende digitaliseringen av samfunnet. Denne teknologiske utviklingen kan bidra til å løse utfordringer i kraftsystemet på en effektiv måte.

Kraftsystemet er i endring. Kraftforbruket utvikler seg til å bli mer energieffektivt, men også mer effektkrevende. Nye produkter og nye bruksområder gjør at forbruket varierer mer over tid, med høyt forbruk i korte tidsrom. Andelen kraftproduksjon fra fornybare, uregulerbare teknologier øker. Endringer i produksjons- og forbruksmønstre vil ha stor betydning for driften av nettet, og for investeringene som skal gjennomføres.

Nye teknologiske og markedsmessige løsninger kan legge til rette for et mer effektivt og fleksibelt system, som over tid kan redusere behovet for nettinvesteringer. Systemets evne til å håndtere endringer på kort og lang sikt avhenger både av de fysiske anleggene, IKT-utstyret og markedssystemene.

Bruk av IKT i nettet

IKT og avanserte kontrollsystemer er allerede et viktig verktøy i driften av kraftsystemet, spesielt i transmisjons- og regionalnettet. Bruken av IKT for overvåkning, styring og kontroll av kraftnettet er samlet i driftskontrollsystemer, og kraftforsyningen har i en årrekke benyttet IKT-baserte systemer for å fjernstyre anlegg for kraftproduksjon og nett.

Driftskontrollsystemene gjør det mulig for nettselskapene å overvåke tilstanden i nettet og i produksjonsanleggene i sanntid. Ved feil, utfall eller andre hendelser kan operatørene på driftssentralen umiddelbart ta tak i problemet, utbedre feilen og gjenopprette strømforsyningen raskt.

Hittil har digitalisering av data og sammenkobling av driftskontrollsystem og andre systemer vært forbeholdt transmisjons- og regionalnettet, men det er nå en utvikling hvor dette blir mer vanlig også i distribusjonsnettet.

Avanserte måle- og styringssystemer i distribusjonsnettet

Innen 1. januar 2019 skal alle norske strømkunder få installert nye strømmålere, som inngår i avanserte måle- og styringssystemer (AMS). AMS registrerer strømforbruket automatisk hver time, og sender informasjonen til nettselskapet en gang i døgnet. Med AMS slipper kundene derfor den månedlige innrapporteringen av forbruket til nettselskapet. Hyppige og automatiske avlesninger betyr at datakvaliteten vil øke. Dette gir mer korrekte strømregninger og nyttig informasjon til både strømkunder og nettselskaper.

Bruk av AMS vil gi nettselskapene langt mer nøyaktig informasjon om tilstanden i nettet. Informasjonen kan brukes til å drifte og dimensjonere nettet mer effektivt.

Data fra AMS om forbruk, last, strømmålinger og spenningsmålinger gjør at nettselskapene kan utføre mer presise nettanalyser til bruk i planlegging og drift av nettet. Bedre oversikt over når ulike deler av nettet er hardt belastet, og hvordan lasten fordeler seg, vil være et viktig underlag i nettplanleggingen.

Spenningsmålinger fra AMS kan gi bedre oversikt og kontroll med situasjonen i lavspenningsnettet. I dag oppdager nettselskapene feil først når kunden varsler. Da kan kundene allerede ha fått skader på elektriske apparater og utstyr, og i ytterste konsekvens brann eller branntilløp. Spenningsovervåkning ved hjelp av AMS kan bidra til å forhindre dette. Registrering av avbrudd gir nettselskapet mulighet til å raskere oppdage og rette feil.

Innføring av AMS vil også bety store endringer for strømkundene. Dagens ordning innebærer manuell, periodisk avlesning og profilavregning etter gjennomsnittspriser. Dette gjør at strømkundene  verken har den nødvendige informasjonen eller insentivene til å være aktive og bevisste forbrukere. AMS gjør det enklere å følge med på forbruk og strømpriser. Dette kan gi kundene økt bevissthet og insentiver til effektiv energibruk. Kundene vil i større grad kunne tilpasse strømforbruket etter variasjoner i strømprisen og belastningen på nettet, og muligheten for timeavregning vil gjøre det enklere for kundene å spare penger ved slik tilpasning. AMS åpner også for en rekke frivillige tilleggstjenester, blant annet tjenester knyttet til energisparing og -styring.

Etterspørselsfleksibilitet

Det norske kraftsystemet er fleksibelt. Kraftsystemet blir i hovedsak balansert ved hjelp av store kraftverk med vannmagasiner. Store sluttbrukere tilbyr også fleksibilitet, blant annet gjennom direkte deltakelse i day-ahead- og intradagmarkedet, balansemarkeder og andre ordninger.

Når en økende andel av kraftproduksjonen kommer fra fornybare og uregulerbare kilder, samtidig som kraftforbruket blir mer effektkrevende, øker behovet for fleksibilitet. Ny teknologi gjør at også etterspørselsfleksibilitet fra mindre sluttbrukere kan bidra til å balansere kraftsystemet, gjennom intradag- og day-aheadmarkedet og balansemarkedene.

Etterspørselsfleksibilitet kan også ha betydning for utbygging av lokalnettet. Behov for økt nettkapasitet i distribusjonsnettet møtes i dag hovedsakelig gjennom utbygging av nett, på tross av at kapasiteten ofte bare er anstrengt i et fåtall timer i året.

For å kunne bidra med fleksibilitet må aktøren ha mulighet til å regulere eller erstatte sitt energi- og effektforbruk. Ny teknologi legger til rette for at etterspørselssiden kan få et mer aktivt forhold til sitt strømforbruk. For eksempel kan en del strømforbruk flyttes til andre tider av døgnet uten at dette påvirker brukerens komfort eller næringsvirksomhet i særlig grad. I fremtiden vil mange apparater også kunne innstilles slik at de automatisk reagerer på for eksempel prissignaler eller lastforhold i nettet.

Elhub

Innføring av timesavlesning for alle innebærer enorme mengder data. For å håndtere dette på en mest mulig effektiv måte arbeides det med å utvikle en sentral løsning for datalagring. Statnett har fått ansvaret for utviklingen av denne løsningen, som har fått navnet Elhub.

I dag er nettselskapene ansvarlig for distribusjon av måleverdier til kraftleverandører, leverandørbytter, opphør av levering samt sammenstilling til balanseavregning og avviksunderlag. Elhub vil overta disse oppgavene og kraftleverandører får enklere tilgang til alle sine kunders måledata fra ett sted. Tredjepartsaktører, som for eksempel aggregatorer og energitjenesteselskap som tilbyr overvåknings- og styringstjenester, vil kunne hente ut måleverdidata, etter først å ha innhentet godkjenning fra sluttkunden.

IKT-sikkerhet

Avhengigheten av IKT i energiforsyningen er stor på flere områder. Med økt bruk av IKT er det en risiko for at antall uønskede IKT-hendelser vil kunne øke. I tillegg kan introduksjon av ny teknologi, bruk av skyløsninger eller leverandører i utlandet være sikkerhetsmessig og regulatorisk utfordrende.

Energiforsyningen er samfunnskritisk infrastruktur. Selskapene er derfor underlagt et omfattende regelverk gjennom energiloven og forskrift om forebyggende sikkerhet og beredskap i energiforsyningen (beredskapsforskriften) som forvaltes av NVE. Forskriften setter strenge og klare krav til systemsikkerhet, adgangskontroll og tilgang til kompetent personell for å sikre effektiv håndtering av feil og sikkerhetshendelser i driftskontrollsystemene. Sikringskravene omfatter også krav til robust samband, siden mange selskap fjernstyrer anlegg over store geografiske avstander. De viktigste driftskontrollsystemene har krav til redundant infrastruktur som skal fungere uavhengig av funksjonssvikt i infrastrukturen til kommersielle ekomtilbydere. Videre krever forskriften at kraftselskapene har evnen til å overvåke og styre anleggene manuelt uten driftskontrollsystem. Her kan du lese mer om beredskap i kraftforsyningen.

Lagringsteknologier

Utvikling av ny og bedre teknologi for lagring av energi vil øke potensialet for utnyttelse av uregulerbare energikilder. Energilagring kan øke kapasitetsutnyttelsen i eksisterende nett, redusere behovet for oppgraderinger, muliggjøre sesonglagring og øke muligheten for flere energiløsninger uavhengig av kraftnettet.

I dag er det lite som kan konkurrere med regulerbar vannkraft på pris og effektivitet. Internasjonalt arbeides det aktivt med å utvikle alternative lagringsteknologier. Parallelt med store kostnadsreduksjoner for solceller, utvikles batterier som kan bidra til at energi som produseres om dagen kan lagres til senere bruk. Teknologiske gjennombrudd vil kunne øke potensialet for uregulerbar produksjon, som igjen vil kunne påvirke verdien av norsk regulerbar vannkraft. Lagring av varme vil kunne avhjelpe kraftnettet i anstrengte situasjoner.

Batterier kan på sikt være et mulig tiltak for å redusere utfordringer knyttet til nettdrift som følge av effektkrevende apparater som eksempelvis elbilladere og solceller, og uregulerbar lokal energiproduksjon, Batterier kan være en midlertidig løsning, som kan utsette behovet for oppgradering av nettet, eller fungere som et alternativ til oppgraderinger eller utbygging av nettet.

Hydrogen kan også være et alternativ for lagring av større mengder energi, ettersom disse lagringsteknologier har høy energitetthet og rask responstid. Det forskes mye på videreutvikling av hydrogenlagring der utfordringene er knyttet til lav systemeffektivitet, sikkerhetsaspekter og høye kostnader. Som for batterier forventes det her å skje mye i årene fremover.

Formålet med regelverket

Både ved planlegging, bygging og drift av et produksjons- eller overføringsanlegg for elektrisk energi og fjernvarme, samt i forvaltningen av vannressursene, kan det oppstå konflikter mellom en rekke ulike bruker- og miljøinteresser. For eksempel kan biologisk mangfold, landskap og friluftsliv, fiske, turisme, kulturminner, lokalsamfunn og reindrift berøres. Slike interesser betegnes ofte som «allmenne interesser» i lovverket. Energi- og vassdragstiltak kan også påvirke private økonomiske interesser.

Formålet med regelverket er blant annet at de ulike interessene skal bli hørt og vurdert, at tiltakene settes under offentlig kontroll og at det settes nødvendige vilkår for å ivareta ulike interessene. Lovgivningen skal sørge for en effektiv forvaltning av ressursene våre. Hensynet til en sikker energiforsyning og et velfungerende kraftmarked står sentralt.

Nedenfor gis det en gjennomgang over de juridiske rammevilkårene som gjelder for energisektoren og vannressursforvaltningen.

Vannfallrettighetsloven

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

Tidligere åpnet loven for at også private aktører kunne gis konsesjon, men med tidsbegrensning og vilkår om hjemfall. Hjemfall innebærer at staten vederlagsfritt overtar vannfall og produksjonsanlegg ved konsesjonstidens utløp. Konsesjoner kan i dag bare gis til offentlige aktører. Offentlige aktører omfatter i denne sammenhengen statsforetak, kommuner, fylkeskommuner eller foretak hvor disse eier inntil 2/3 av kapitalen og stemmene. Private kan eie inntil 1/3 av selskap som har rettigheter som omfattes av industrikonsesjonsloven. I konsesjoner etter industrikonsesjonsloven settes det blant annet vilkår om konsesjonsavgifter og konsesjonskraft.

Vassdragsreguleringsloven

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

Vannressursloven

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

Energiloven

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

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

Havenergilova

Lov om fornybar energiproduksjon til havs (havenergilova) legger det juridiske grunnlaget for fremtidig utvikling av fornybar energiproduksjon til havs. Loven slår fast at retten til å utnytte fornybare energiressurser til havs tilhører staten. Loven gjelder på norsk sjøterritorium utenfor grunnlinjene og på kontinentalsokkelen, men bestemmelser i loven kan også gjøres gjeldende i indre farvann. Etablering av anlegg for produksjon, omforming eller overføring av kraft i lovens virkeområde krever konsesjon. Hovedregelen for etablering av anlegg for kraftproduksjon til havs er at dette først kan omsøkes etter en forutgående konsekvensutredning i statlig regi, med etterfølgende vedtak fra Kongen i statsråd om åpning av områder for konsesjonssøknader. Unntak fra denne hovedregelen kan imidlertid gjøres for tidsmessig avgrensede pilotprosjekt eller tilsvarende.

Elsertifikatloven

Lov om elsertifikater (elsertifikatloven) har som formål å bidra til økt produksjon av elektrisk energi fra fornybare energikilder. Loven oppretter et norsk marked for elsertifikater som fra 1. januar 2012 ble koblet sammen med det svenske elsertifikatmarkedet. Et elsertifikatmarked er et konstruert marked i den forstand at etterspørselen etter elsertifikater blir skapt på grunnlag av en lovbestemt plikt til å kjøpe elsertifikater. Salg av elsertifikater gir kraftprodusenter en inntekt ved siden av kraftprisen. Elsertifikatordningen er nærmere omtalt under (...).

Annet lovverk

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

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

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

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

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

Konsesjonsmyndigheten

Konsesjonsmyndigheten er de organer som er ansvarlig for behandlingen av konsesjonssøknader og tildeling av konsesjoner. Konsesjonsmyndigheten omfatter Stortinget, Kongen i statsråd, Olje- og energidepartementet og NVE. Nedenfor gis en beskrivelse av konsesjonsbehandlingsprosessene etter vassdragsreguleringsloven, vannressursloven og energiloven.

Saksgang etter vassdragslovgivningen

Saksgangen skiller seg noe for større og mindre utbyggingssaker etter vassdragslovgivningen. Med mindre utbyggingssaker menes kraftverk etter vannressursloven med installert effekt under 10 MW uten regulering over konsesjonsgrensen i vassdragsreguleringsloven. Med større utbyggingssaker menes saker etter vannressursloven med installasjon større enn 10 MW og saker etter vassdragsreguleringsloven.

NVE har utarbeidet retningslinjer for saksbehandlingen for en rekke inngrep i vassdrag. For eksempel gjelder dette akvakulturanlegg, utbygging av mindre kraftverk, opprusting og ombygging av eksisterende kraftverk, bygging i eller over vassdrag, grusuttak og flomsikringstiltak. www.nve.no

Større utbyggingssaker

Kongen i statsråd er tillagt konsesjonsmyndighet for saker etter vassdragsreguleringsloven og utbygginger med installasjon større enn 10 MW etter vannressursloven. Det er likevel NVE som forestår arbeidet i søknadsfasen.

Etter forskrift om konsekvensutredninger for tiltak etter sektorlover av 19. desember 2014 (KU-forskriften) skal kraftverk med over 40 GWh årlig produksjon alltid konsekvensutredes etter forskriften. Øvrige anlegg skal oppfylle forskriftens krav til konsekvensutredning dersom de kan få vesentlige virkninger på miljø, natur eller samfunn.

Det er ikke krav om melding i henhold til KU-forskriften dersom tiltaket er omfattet av vedlegg II til forskriften. I slike tilfeller følges i utgangspunktet den alminnelige konsesjonsprosessen etter vassdragsreguleringsloven og vannressursloven. Konsekvensutredningen må da oppfylle kravene i vedlegg IV i KU-forskriften. Det stilles krav til supplerende utredninger etter KU-forskriften dersom ikke konsekvensene er tilstrekkelig utredet i søknaden. Også der tiltaket ikke omfattes av KU-forskriftens krav til konsekvensutredning skal konsekvensene av tiltaket beskrives grundig som en del av konsesjonssøknaden.

Dersom tiltaket er omfattet av vedlegg I til KU-forskriften starter prosessen med en melding med forslag til konsekvensutredningsprogram. Meldingen blir lagt ut til offentlig ettersyn og sendt på høring til lokale myndigheter og organisasjoner. NVE fastsetter endelig konsekvensutredningsprogram etter å ha forelagt dette for Klima- og miljødepartementet. Høringsinstansene mottar det endelige utredningsprogrammet til orientering. Når konsekvensutredningen er gjennomført, presenteres denne sammen med konsesjonssøknaden.

Søknaden, sammen med eventuell konsekvensutredning, blir sendt på høring til berørte myndigheter, organisasjoner og grunneiere for uttalelse. NVE foretar så en samlet vurdering av saken, og oversender sin innstilling til Olje- og energidepartementet. Departementet tilrettelegger saken for Kongen i statsråd og legger fram en tilråding. Tilrådingen utarbeides på bakgrunn av søknaden, NVEs innstilling, berørte fagdepartementers og lokale myndigheters syn, samt departementets egne vurderinger. Deretter fatter Kongen i statsråd vedtak om utbygging og regulering i form av en kongelig resolusjon. Store (over 20 000 naturhestekrefter) og/eller kontroversielle regulerings- og kraftutbyggingssaker forelegges først Stortinget i form av en stortingsproposisjon før konsesjonen formelt gis av Kongen i statsråd. Figuren over illustrerer saksgangen.

Det er ikke klageadgang når det gis konsesjon i større utbyggingssaker i og med at konsesjonsmyndigheten ligger hos Kongen i statsråd. Avslag fattes av Olje- og energidepartementet og kan påklages til Kongen i statsråd.

Små vannkraftverk

NVE er delegert konsesjonsmyndighet etter vannressursloven for kraftverk med installert effekt under 10 MW og uten regulering over konsesjonsgrensen i vassdragsreguleringsloven. Disse er underlagt noe enklere saksbehandlingsregler enn større prosjekter, noe som bidrar til raskere saksbehandling for disse prosjektene. Fra 1. januar 2018 er myndighet til å fatte vedtak i konsesjonsbehandling av kraftverk under 1 MW (mini- og mikrokraftverk) overført fra Fylkeskommunen til kommunene, med unntak for slike kraftverk i vernede vassdrag.

Departementet utga i juni 2007 Retningslinjer for små vannkraftverk. Disse skal legge til rette for regional planlegging av slike kraftverk og styrke grunnlaget for en helhetlig, effektiv og forutsigbar konsesjonsbehandling.

For kraftverk mellom 1 og 10 MW må det gjennomføres en undersøkelse av biologisk mangfold som kan bli påvirket av utbyggingen. Søknaden blir etter reglene i plan- og bygningsloven kunngjort i lokal presse, lagt ut til offentlig ettersyn og sendt på høring til berørte myndigheter, organisasjoner og grunneiere. Etter høring vil det bli foretatt en befaring av området, før vedtak fattes.

Departementet er klageinstans for NVEs vedtak. Dersom det klages over NVEs konsesjonsvedtak, iverksettes en ordinær klagebehandling etter forvaltningslovens regler. Når Olje- og energidepartementet har fattet klagevedtak vil konsesjonsvedtaket være endelig i den forstand at det ikke kan påklages videre. Figuren over illustrerer saksgangen.

Saksgang etter energiloven

Anlegg for produksjon, omforming, overføring og fordeling av elektrisk energi kan ikke bygges, eies eller drives uten konsesjon etter energiloven. Dette betyr at selv om en for eksempel har konsesjon for kraftverket etter vannressursloven, er det likevel nødvendig med konsesjon for det elektriske anlegget etter energiloven. Myndigheten til å fatte vedtak om anleggskonsesjon er delegert til NVE, unntatt for nye store kraftledninger lenger enn 20 kilometer på spenningsnivå fra og med 300 kV og oppover, hvor vedtak fattes av Kongen i Statsråd. I saker der vedtak fattes av NVE er Olje- og energidepartementet klageorgan.

Konsesjonssøknad skal sendes til NVE. Dersom søknaden omfattes av plan- og bygningslovens regler om konsekvensutredninger, skal konsekvensutredninger vedlegges søknaden. Grensene for hvilke tiltak som skal konsekvensutredes er presisert i KU-forskriften. KU-forskriften vedlegg I omfatter kraftledninger og jord- og sjøkabler med spenning 132 kV eller høyere og en lengde på mer enn 15 km. Vedlegg II omfatter konsesjonspliktige kraftledninger.

Hvis tiltaket ikke skal konsekvensutredes etter KU-forskriften vedlegg I, starter saken direkte med konsesjonssøknad til NVE etter energiloven. Følgene av tiltaket skal i et slikt tilfelle vurderes i forbindelse med søknaden og NVEs behandling av denne etter energiloven og KU-forskriften. NVE vil i forbindelse med behandling av konsesjonssøknader som hovedregel gjennomføre høring og foreleggelse av saken for berørte interesser og avholde eventuelle offentlige møter med videre. Dersom tiltaket etter KU-forskriften kan få vesentlige virkninger må kravene i KU-forskriften til konsekvensutredning oppfylles og eventuelle supplerende utredninger etter KU-regelverket gjennomføres og høres.

Dersom det klages over NVEs konsesjonsvedtak, iverksetter Olje- og energidepartementet en ordinær klagebehandling etter forvaltningslovens regler. I klagebehandlingen vil departementet gjennomføre befaring dersom saken tilsier det. Når departementet har fattet klagevedtak vil konsesjonsvedtaket være endelig i den forstand at det ikke kan påklages videre. Figuren over illustrerer saksgangen.

For nye store kraftledninger lenger enn 20 kilometer på spenningsnivå fra og med 300 kV og oppover, skal vedtak fattes av Kongen i statsråd. NVE vil fortsatt vurdere søknader på vanlig måte, men vil ikke fatte vedtak i første instans. NVE vil fremme en innstilling til departementet. Departementet sender NVEs innstilling på høring, og forbereder saker for Kongen i statsråd som fatter endelig vedtak. Disse vedtakene kan ikke påklages.

Før nettselskapene etter det nye systemet kan sende melding om nye store kraftledninger, skal det gjennomføres ekstern kvalitetssikring av nettselskapets behovsanalyse og konseptvalgutredning. Når kvalitetssikringen er gjennomført oversendes den samlede dokumentasjonen til Olje- og energidepartementet. Etter å ha gått gjennom materialet gir departementet selskapet adgang til å fremme melding.

Behandlingstid

Det er mange faktorer som påvirker tidsbruken for konsesjonsbehandlingen, blant annet konfliktgrad og kompleksitet i det enkelte prosjekt. Vannkraft- og energiprosjekter har som oftest virkninger for næringsliv, lokalsamfunn, natur og andre arealinteresser. Konsesjonsmyndigheten har ansvar for at saken er så godt opplyst som mulig før vedtak i saken fattes, og må gjennom behandlingen vurdere behovet for ytterligere utredninger av ulike temaer og behovet for tilleggsuttalelser til spørsmål som tas opp under saksbehandlingen. Behandlingen i konsesjonssaker etter vassdrags- og energilovgivningen skal ivareta hensynet til forsvarlige og helhetlige vurderinger, og samtidig være effektiv.

Regulering av nettvirksomheten

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

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

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

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

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

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

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

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

Tariffering

Nettkunder betaler såkalte punkttariffer for overføring og fordeling av strøm. Det innebærer at størrelsen på tariffen er avhengig av tilknytningspunktet. Tariffene skal bidra til å dekke kostnader som oppstår i det nettnivået man er tilknyttet, samt kostnader til overliggende nett.

For uttakskunder har nettnivået man er tilknyttet derfor betydning for størrelsen på tariffen. Uttakskunder som er tilknyttet transmisjonsnettet betaler nettleie basert på kostnadene i transmisjonsnettet. Disse har derfor en lavere tariff enn kunder tilknyttetunderliggende nett hvor de også bidrar til å dekke kostnader i overliggende nett.

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

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

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

Skattlegging av kraftproduksjon

Overskuddet i kraftproduksjon skattlegges som alminnelig inntekt på samme måte som i andre foretak. Skattesatsen på alminnelig inntekt er 22 prosent i 2019. Det beregnes i tillegg grunnrenteskatt på vannkraftverk med generatorer større enn 10 MVA. Det kommer av at produksjon av vannkraft ofte kan gi avkastning utover det som er normalt da produksjonen er basert på en begrenset ressurs. Slik ekstraordinær avkastning betegnes gjerne grunnrente, og gjennom grunnrenteskatten føres en del av avkastningen tilbake til fellesskapet. Grunnrenteskattesatsen er 37 prosent i 2019.

Grunnrenten beregnes som en normert markedsverdi av kraftproduksjonen (som hovedregel faktisk produksjon multiplisert med spotmarkedspriser) fratrukket driftskostnader, konsesjonsavgift, eiendomsskatt og avskrivninger.  I tillegg gis det fradrag for en friinntekt som skal kompensere for at investeringene avskrives og ikke kommer til fradrag umiddelbart. Grunnrenteinntekten fastsettes dermed slik:

Spotmarkedspris (med enkelte unntak) * faktisk produksjon i inntektsåret

- Driftskostnader

- Konsesjonsavgift og eiendomsskatt

- Avskrivninger

- Friinntekt

= Grunnrenteinntekt

Grunnrenteinntekten kan etter dette være positiv, negativ eller null. For selskap som eier flere kraftverk samordnes grunnrenteinntekten, det vil si at eventuell negativ grunnrenteinntekt i ett kraftverk trekkes fra i positiv grunnrenteinntekt fra et annet kraftverk. I motsetning til annen skatt, vil selskapene få utbetalt grunnrenteskatten (negativ skatt) dersom fradragene overskrider verdien av produksjonen og grunnrenteinntekten er negativ. Selskapene har dermed full sikkerhet for å få utbetalt skatteverdien av investeringsfradragene i grunnrenteskatten. Friinntekten beregnes derfor som den risikofrie avkastningen av den nedskrevne verdien på driftsmidlene. Ordningen sikrer at nåverdien av investeringsfradragene tilsvarer investeringskostnaden.

Kraftverkene med generatorer over 10 MVA ilegges også en naturressursskatt (betales til kommune og fylkeskommune) på 1,3 øre per kWh. Naturressursskatt er fradragsberettiget krone for krone mot utlignet skatt på alminnelig inntekt.

I tillegg betaler kraftprodusentene (vanligvis) eiendomsskatt til vertskommunene. Eiendomsskattegrunnlaget på vannkraftverk beregnes etter særskilte regler.. For vannkraftanlegg skal anleggenes formuesverdi, som skal tilsvare markedsverdien,   legges til grunn ved utskriving av eiendomsskatt. For kraftanlegg med generatorer over 10 MVA beregnes grunnlaget for eiendomsskatten som en nåverdi over uendelig tid av anslått verdi av fremtidige inntekter fratrukket driftskostnader, grunnrenteskatt og sjablongmessige anslåtte utskiftningskostnader. Eiendomsskattegrunnlaget kan imidlertid ikke være lavere eller høyere enn henholdsvis 0,95 kroner per kWh og 2,74 kroner per kWh av anleggets gjennomsnittlige produksjon over en periode på sju år (minimums- og maksimumsreglene). Dersom anlegget har vært i drift færre enn sju år, legges gjennomsnittet for disse årene til grunn. Eiendomsskatten kan trekkes fra i beregningen av grunnrenteinntekt.

For kraftanlegg under 10 MVA beregnes eiendomsskatten på grunnlag av skattemessig nedskrevet verdi av investeringene.

For nettanlegg skal verdsettelsen bygge på reglene i eigedomsskattelova. Dette innebærer at nettanlegg skal verdsettes til objektiv omsetningsverdi, og at takseringen foretas av kommunene. Verdsettelsen baseres på bruk av såkalt substansverdi (gjenanskaffelsesverdi).

Kraftforetakene må også betale konsesjonsavgift og avstå konsesjonskraft til kommunen.

Vindkraftanlegg er underlagt ordinære skatteregler. Kommunene kan fastsette eiendomsskatt for verk og bruk som i tilfelle også vil gjelde for vindkraftanlegg.

Konsesjonsavgift

Eiere av større vannkraftverk har plikt til å betale konsesjonsavgift til stat og kommuner som er berørt av kraftutbyggingen. Avgiften avhenger av kraftgrunnlaget som er en teoretisk beregning av effekten som kraftverket kan gi, og beregnes uavhengig av kraftverkets faktiske produksjonskapasitet. Kraftgrunnlaget regnes i naturhestekrefter (nat.hk.), og blir beregnet ut fra regulert vannføring og fallhøyde. Avgiftsatsen settes normalt til 24 kr per nat.hk til kommuner og 8 kr til staten i nye konsesjoner, men varierer betydelig i tidligere gitte konsesjoner. Avgiftssatsene er normalt gjenstand for jevnlige justeringer. Kommunene og staten mottok 837 millioner kroner i konsesjonsavgifter i 2017.

Konsesjonskraft

Eiere av større vannkraftverk har plikt til å levere inntil 10 prosent av kraftgrunnlaget til kommunen som er berørt av utbyggingen som konsesjonskraft. Hensikten med konsesjonskraftordningen har vært å sikre utbyggingskommunene kraft til alminnelig forsyning til en rimelig pris. Der kommunen har en større tildeling av konsesjonskraft enn forbruk til alminnelig forsyning, har fylkeskommunen rett til overskytende kraft. Partene har frihet til selv å avtale prisen på konsesjonskraften. Hvis partene ikke har avtalt noe annet, er prinsippet at prisen skal baseres på selvkost. For konsesjoner gitt etter 10. april 1959 beregner departementet en pris som er basert på gjennomsnittlig selvkost for et representativt utvalg av kraftverk. Denne prisen kalles OED-prisen, og er for 2018 fastsatt til 11,20 øre/kWh.

Kommuner og fylkeskommuner mottar om lag 8,7 TWh konsesjonskraft årlig. Om lag 1/3 av dette går i dag til fylkeskommunene. Differansen mellom prisen på konsesjonskraft og markedsprisen på kraft gir kommunene inntekter. Inntektene svinger betraktelig med kraftprisene. For 2017 anslås verdien av konsesjonskraften til 1,4 milliarder kroner.

Elsertifikatmarkedet

Elsertifikatordningen hadde oppstart i 2012. Samlet mål for ny fornybar elektrisitetsproduksjon i det felles elsertifikatmarkedet er 28,4 TWh i 2020. Av dette har Norge forpliktet seg til å finansiere 13,2 TWh mens Sverige finansierer 15,2 TWh, uavhengig av hvor produksjonen kommer. Sverige har i tillegg et mål om ytterligere 18 TWh ny fornybar elektrisitetsproduksjon i 2030 som finansieres av Sverige.

Slik fungerer elsertifikatmarkedet

1. Kraftprodusentene mottat ett elsertifikat for hver megawattime (Mwh) de produserer, maksimalt over 15 år.
2. Elsertifikatene selges i et marked der tilbud og etterspørsel bestemmer prisen. På denne måten får produsenten en ekstra inntekt i tilegg til kraftprisen.
3. Etterspørselen etter elsertifikater oppstår ved at kraftleverandører og enkelte strømkunder er pålagt ved lov å kjøpte elsetifikater tilsvarende en viss andel (kvote) av beregningsrelevant elforbruk.
4. Strømkunden betaler for utbyggingen av den fornybare kraftproduksjonen fordi elsertifikatkostnadene inngår i strømregningen.
5. Hvert år må den elsertifikatpliktige annullere elsertifikater for å oppfylle sin elsertifikatplikt.

Elsertifikatmarkedet er en markedsbasert støtteordning. Systemet fungerer slik at produsenter av fornybar elektrisitet får tildelt ett elsertifikat per megawattime (MWh) elektrisitet de produserer i 15 år.  Elsertifikatordningen er teknologinøytral, dvs. at alle former for fornybar elektrisitetsproduksjon kvalifiserer for rett til elsertifikater, herunder vannkraft, vindkraft og bioenergi.

Alle elleverandører og visse forbrukere med egen elektrisitetsanskaffelse er pålagt å kjøpe elsertifikater for en bestemt andel av sitt elektrisitetsforbruk. Denne andelen (elsertifikatkvoten) økes gradvis hvert år til 2020, før den reduseres mot 2035. Ordningen avsluttes i Norge i 2036.

Som følge av den myndighetspålagte kvoteplikten oppstår det en etterspørsel etter elsertifikater slik at disse får en verdi. Det er altså myndighetene som har bestemt hvor mange elsertifikater som skal kjøpes, mens det er markedet som bestemmer prisen på elsertifikater og hvilke prosjekter som bygges ut. Produsentene av fornybar elektrisitet vil få en inntekt fra salg av elsertifikater, i tillegg til inntekten fra salg av elektrisitet. Inntekten fra elsertifikatene skal bidra til å gjøre det lønnsomt å bygge nye anlegg med fornybar elektrisitetsproduksjon. Sluttbrukere er med på å bidra til utbyggingen gjennom strømregningen. Rammene for ordningen er regulert i egen lov om elsertifikater.

Elsertifikatmarkedet er basert på en folkerettslig avtale med Sverige. Med et felles elsertifikatmarked gjør Norge og Sverige bruk av en samarbeidsmekanisme under EUs fornybardirektiv (2009/28/EC).  En forutsetning for etableringen av det felles markedet var at elsertifikatplikten i Sverige kan oppfylles ved hjelp av norske elsertifikater og omvendt.

Olje- og energidepartementet

Olje- og energidepartementet har det overordnede ansvaret for forvaltningen av energi- og vannressursene i Norge. Det er departementets oppgave å påse at forvaltningen utføres etter de retningslinjene Stortinget og regjeringen gir.

Departementets avdeling for energi- og vannressursforvaltning har eieransvaret for statsforetakene Enova SF og Statnett SF.

Norges vassdrags- og energidirektorat (NVE)

NVE, som er underlagt Olje- og energidepartementet, har ansvar for å forvalte de innenlandske energiressursene, og er nasjonal reguleringsmyndighet for elektrisitetssektoren. NVE har videre ansvar for å forvalte Norges vannressurser og ivareta de statlige forvaltningsoppgavene innen flom– og skredforebygging. NVE er engasjert i forskning og utvikling, internasjonalt utviklingssamarbeid og er nasjonal faginstitusjon for hydrologi.

Enova SF

Enova er et statsforetak som forvalter midlene i Energifondet. Enova skal fremme miljøvennlig omlegging av energibruk og energiproduksjon, og utvikling av energi- og klimateknologi. Se nærmere omtale av Enovas virksomhet i her.

Statnett SF

Statnett er statsforetaket som har ansvar for å bygge og drive det sentrale strømnettet. Foretaket er operatør for hele sentralnettet og eier i overkant av 90 prosent av sentralnettet. Statnett har systemansvaret på kort og lang sikt, noe som innebærer ansvar for å sikre momentan kraftbalanse og legge til rette for tilfredsstillende leveringskvalitet i alle deler av landet.

Norges forskningsråd

Norges forskningsråd er underlagt Kunnskapsdepartementet og har blant annet ansvar for å forvalte departementenes bevilgninger til energiforskning. Olje- og energidepartementet er det klart største finansierende departement av forskning og utvikling på energiområdet gjennom Forskningsrådets programmer.

Norske kommuner og fylker har store verdier investert i kraftbransjen. Kommuner, fylkeskommuner og staten eier samlet sett om lag 90 prosent av produksjonskapasiteten i landet. Staten, ved Nærings- og fiskeridepartementet, eier gjennom Statkraft SF om lag 35 prosent av produksjonskapasiteten. Organisering av Statkraft som statsforetak innebærer at staten er eneeier. Mange selskaper i sektoren har flere eiere og det er stor grad av krysseierskap.

Et særpreg ved den norske vannkraftsektoren har vært hjemfallsvilkår for konsesjoner gitt til private etter 1917. Hjemfall innebærer at staten vederlagsfritt overtar vannfall og produksjonsutstyr ved konsesjonstidens utløp. Etter hvert som hjemfallstidspunktet angitt i konsesjonene nærmer seg, vil private kraftverk enten i forkant bli solgt til offentlige selskap, eller hjemfalle til staten på hjemfallstidspunktet. Hjemfallsvilkår har således medført, og medfører fortsatt, en restrukturering av eierskapet til norsk kraftproduksjon.

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

Det er private eierinteresser innenfor alle virksomhetsområdene i norsk kraftsektor; produksjon, overføring og omsetning. De utenlandske eierinteressene er relativt begrenset, men økende. Det er enkelte utenlandske selskaper som har fått omsetningskonsesjon i Norge, i tillegg til at det finnes en god del utenlandske aktører som har investert i norsk vindkraftproduksjon og småkraft.

De fornybare energiressursene og den velfungerende energisektoren er konkurransefortrinn for Norge. Energipolitikken skal legge til rette for å modernisere energisystemet og tilpasse virkemidler og rammebetingelser til markeder i stor endring.

Spørsmålet om hvordan det kan skapes en energiforsyning som er bærekraftig i et langsiktig perspektiv er sentralt i energipolitikken. Utformingen av energipolitikken må på god måte ta hensyn til energiforsyningssikkerheten, klimautfordringene, natur og miljø og verdiskaping. Oppgavene må løses på måter som gir mest mulig verdier for samfunnet, til lavest mulig kostnad.

1. Styrket forsyningssikkerhet

Et godt fungerende kraftmarked er avgjørende for forsyningssikkerheten for strøm. I Norge er forsyningssikkerheten i stor grad knyttet til kraftsystemets evne til å kontinuerlig levere strøm til sluttbruker. Kraftsystemet må være i stand til å håndtere variasjonene i strømforbruket over døgnet, året og mellom år.  Vi er avhengig av et sterkt overføringsnett for strøm. Alle viktige samfunnsfunksjoner, næringsliv og husholdninger er avhengige av en pålitelig strømforsyning. Derfor må vi sørge for at strømnettet blir vedlikeholdt og bygget ut for å møte fremtidens utfordringer. Det pågår store investeringer i overføringsnettet nå. Dette bidrar til å styrke forsyningssikkerheten.

Fleksibilitet på produksjonssiden og forbrukssiden er gunstig for forsyningssikkerheten. Det er prissignalene som er avgjørende for hvilke elementer i den kortsiktige fleksibiliteten som blir utnyttet. Driften av kraftsystemet og krafthandelen må så langt som mulig baseres på markedsmessige løsninger. Effektive markeder gir riktige prissignaler om knapphet og overskudd av produksjon, nett og forbruk, og legger til rette for god ressursutnyttelse, innovasjon og forsyningssikkerhet.

Samfunnets krav til forsyningssikkerhet for energi er økende. Samtidig som vi har god tilgang på energi, må vi legge til rette for at den økende etterspørselen etter effekt kan håndteres på en god måte. Myndighetenes reguleringer skal legge til rette for at nye, effektive løsninger kan bidra til forsyningssikkerheten i fremtidens energisystem.

2. Lønnsom utbygging av fornybar energi

Et mål med energipolitikken er å legge til rette for lønnsom produksjon av fornybar energi i Norge. Dette bør i størst mulig grad skje i et kraftmarked der kraftproduksjon bygges ut etter samfunnsøkonomisk lønnsomhet. På den måten kan vi utnytte de fornybare energiressursene våre på en måte som skaper mest mulig verdier for samfunnet, til lavest mulig kostnad.

Den store regulerbare vannkraften vil fortsatt være ryggraden i energisystemet vårt. Vannkraftproduksjon er viktig i et europeisk klimaperspektiv, og gjør at vi opprettholder forsyningssikkerheten i det norske og nordiske kraftsystemet.

3. Mer effektiv og klimavennlig bruk av energi

Store deler av energiforsyningen vår er allerede basert på fornybare energikilder. Norge har i dag en tilnærmet utslippsfri kraftsektor. Bruk av energi i transport, industri, olje- og gassutvinning og til oppvarming gir imidlertid fortsatt utslipp av klimagasser. Energipolitikken skal bidra til at det utvikles og tilrettelegges for en mer effektiv og klimavennlig bruk av energi.

4. NÆRINGSUTVIKLING OG VERDISKAPING GJENNOM EFFEKTIV UTNYTTELSE AV LØNNSOMME FORNYBARRESSURSER

 Fornybarnæringen i Norge utgjør en viktig næring. Næringen sysselsetter om lag 20 000 i hele landet, inkludert nettvirksomheten. Leveransene av fornybar energi er grunnleggende for  utviklingen

i annen industri og næringsliv. Vannkraften har i over hundre år lagt grunnlaget for industriutviklingen og norsk velferd. Fornybarnæringen vil fortsette å være en sentral næring i den videre overgangen til mer klimavennlig energibruk i Norge og Europa.

Energipolitikken skal legge til rette for at vi kan videreutvikle og fortsatt dra nytte av konkurransefortrinnene de fornybare energiressursene gir oss. Velfungerende markeder skal gi effektiv utnyttelse av lønnsomme fornybarressurser som gir grunnlag for næringsutvikling og verdiskaping. Den regulerbare vannkraften, utstrakt bruk av elektrisitet til mange formål og en tidlig markedsomlegging av kraftsektoren gir fortrinn i et Europa som skal gå i samme retning.

Den gode tilgangen til fornybar kraft har lagt grunnlaget for en betydelig energiforedlende industri i Norge. Dette er et godt utgangspunkt for utviklingen av nye markeder med energitjenester, ny teknologi og nye energiintensive produkter. Vi må fortsette å ta kraften i bruk, og vi skal bruke den mest mulig effektivt.

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

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

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

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

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

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

Etter krigen vokste både utbyggingsraten og forbruket i en forrykende fart, både i hjemmene og i industrien. I 1960 hadde tilnærmet alle, unntatt en liten andel i Finnmark, tilgang til strøm i hjemmene sine. Strømmen ble brukt til elektriske apparater og til oppvarming, men oljefyring og ved var fortsatt populære oppvarmingskilder.

I samme periode ble industrien en stadig større og viktigere næring. I 1970 var energibruken i denne sektoren på om lag samme nivå som i dag. Elektrisitetsforbruket var noe lavere den gang, så sammensetningen av energibærere har endret seg. Oljeprodukter var den nest største energibæreren. Oljekrisen på 1970-tallet hadde store konsekvenser for det norske oljeforbruket, og førte til at det falt markant. I denne perioden økte elektrisitetsforbruket på bekostning av oljen, særlig innenfor oppvarming og industri.

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

Befolkning

Befolkningsutviklingen påvirker energibruken både direkte og indirekte. En større befolkning betyr at samlet etterspørsel etter energitjenester fra husholdningene øker, både til transport, oppvarming og elektrisk utstyr. Hovedalternativet i SSBs siste befolkningsfremskrivning viser en vekst i befolkningen i Norge på om lag 700 000, til 5,9 millioner i 2030.

Jo flere mennesker i landet, desto større blir også arbeidsstyrken, og produksjonen av varer og tjenester. Dette øker behovet for kontorer, butikker, varehus, kafeer og produksjonslokaler, som også bidrar til å øke energibehovet. Flere mennesker krever også flere skoler, barnehager og helsetjenester, som bruker energi til oppvarming og utstyr.

Også sammensetning og spredning av befolkningen har betydning for energibruken. Urbaniseringstrenden forventes å fortsette fremover. I følge SSB vil folketallet i sentrale strøk øke med 1,5 millioner, fra 4,2 millioner til 5,7 millioner i 2040. I mindre sentrale strøk vil økningen være på 80 000. Urbanisering innebærer typisk at flere bor i leiligheter, noe som betyr mindre boareal og dermed lavere oppvarmingsbehov per person. Energibehovet til transport blir også mindre ved sentralisering som følge av kortere reiseavstander og økt bruk av kollektivtransport, gåing og sykling. Kompakte byer medfører gjerne også en mindre energiintensiv næringsstruktur med flere tjenesteytende næringer.

Økonomisk vekst

Økt økonomisk aktivitet gir økt etterspørsel etter varer og tjenester. Dette øker behovet for energi, både til produksjon av varer og tjenester, og til transport av personer og varer. Selv om sammenhengen mellom økonomisk vekst, befolkningsutvikling og etterspørsel etter energi har blitt svakere de siste årene, vil aktivitetsnivået i norsk økonomi fortsatt ha stor betydning for utviklingen i energibruken over tid.

Næringsstruktur

Økonomien består av en rekke sektorer og næringer som varierer i sin bruk av energi. Industrien er for eksempel generelt mer energiintensiv enn tjenesteytende næringer. Utviklingen i sektorsammensetningen, eller næringsstrukturen, i den norske økonomien vil derfor påvirke utviklingen i energibruk i Norge. I tråd med de strukturelle endringene de siste tiårene ventes det fortsatt sterk vekst i mindre energiintensive tjenesteytende næringer mot 2030. En slik utvikling vil medføre en lavere vekst i energibruken enn hadde vært tilfellet med vekst i mer energiintensive næringer.

Teknologi

Virkningen av teknologisk fremgang på energibruken er sammensatt. Ny teknologi kan bidra til å dempe veksten i energibruken gjennom effektivisering, eller til å øke energibruken gjennom introduksjon av nye maskiner og apparater som bruker energi. For økonomien som helhet utgjør teknologisk fremgang en vekstimpuls. Generell teknologisk fremgang er en av de viktigste drivkreftene bak produktivitetsvekst, som igjen driver økonomisk vekst og energibruk. Teknologisk fremgang vrir også produksjonen mot kapitalintensive næringer som generelt er relativt intensive i bruken av energi. Virkningen av teknologisk fremgang kan dermed gi økt energibruk, selv om energien brukes mer effektivt.

Energipriser

Energipriser påvirker både sammensetningen og omfanget av energibruken. En økning i prisen på én energibærer kan gi både redusert forbruk av denne energibæreren og økt etterspørsel etter andre energibærere. Muligheten til å redusere forbruket og til å ta i bruk andre energibærere er på kort sikt imidlertid begrenset av tilgjengelig teknologi. Relativt sterke prisendringer over lengre tid må til for å gjøre det lønnsomt å redusere energibruk eller skifte energibærere. Høyere strømpriser fører ikke umiddelbart til utskifting av et lite effektivt kjøleskap eller installasjon av en varmepumpe.

Økte energikostnader trekker isolert sett i retning av lavere etterspørsel og produksjon av varer og tjenester. De energiintensive delene av næringslivet blir mindre lønnsomme og arbeidsintensive næringer, som tjenesteyting, vil relativt sett øke i lønnsomhet. Økte energipriser kan derfor på sikt gi en mindre energiintensiv næringsstruktur og redusere det totale energibehovet.

Et siste element er at effektiviteten og virkningsgraden av de ulike energibærerne vil påvirke den totale energietterspørselen. En overgang fra bensin/diesel til elektrisitet i kjøretøy vil for eksempel redusere den totale energibruken.

Utvikling i sluttbruk av energi

Mesteparten av veksten i energibruken siden 1990 fant sted før årtusenskiftet, jf. figuren under. Frem til 1999 vokste energibruken jevnt over i alle sektorer av fastlandsøkonomien. Etter dette har veksten i energibruken i husholdningene flatet ut, og energibruken i industrien gått ned. Innenlands sluttbruket av energi var 211,5 TWh i 2020, noe lavere enn gjennomsnittet siden 2000.

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

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

Veksten i økonomien generelt, og i det private konsumet spesielt, har medført økende energibruk knyttet til transport av personer og varer. I motsetning til øvrige sektorer har energibruk til transport vokst jevnt siden 1990. Energibruken i transport var ca. 30 prosent høyere i 2020 enn i 1990. Generell teknisk fremgang og økt andel dieselbiler har imidlertid bidratt til å gjøre energibruken mer effektiv. Det ble brukt mindre energi per personkilometer og tonnkilometer i 2017 enn i 1990.

Samlet sett har utviklingen de siste  årene ført til at den norske økonomien gradvis har blitt mindre energiintensiv. Figuren under viser at energiintensiteten i norsk økonomi har sunket med over 40 prosent siden 1990. Dette kan tyde på at vi har blitt mer energieffektive i årene som har gått.

Sluttbruket av energi i Norge målt per innbygger, har også gått ned i denne perioden. Målt per innbygger var energibruken 10 prosent lavere i 2020 enn i 1990, jf. figuren under.

Som figuren under viser har også energibruken i husholdningene blitt mer effektiv. Gjennomsnittlig energibruk per person i husholdningene har gått ned gjennom perioden, og var i 2020 lavere enn i 1990. Denne utviklingen har funnet sted på tross av at det stadig blir færre personer per husholdning, at boligarealet per person har økt og at verdien på privat konsum har mer enn doblet seg. Mer energieffektive apparater, strengere byggeforskrifter og økt bruk av elektrisitet og varmepumper til oppvarming har bidratt til å redusere energibruken i husholdningene.

I 2020 var det norske sluttbruket av energi 211 TWh, ned 3 TWh fra året før. Som det fremgår av figuren under er industri og transport sektorene med høyest energibruk, etterfulgt av tjenesteytende næringer og husholdninger. Øvrige sektorer som bygg- og anleggssektoren, landbruk og fiske, utgjør en liten andel av energibruken. Dette bildet har ikke endret seg mye siden 1990 selv om energibruken har økt i perioden.

Som figuren også viser, er elektrisitet den dominerende energibæreren, etterfulgt av petroleumsprodukter. Elektrisitet dominerer energibruken i industri, husholdninger og tjenesteytende næringer, mens petroleumsprodukter utgjør en stor del av energibruken i sektorer med mye transport og maskinbruk. Fjernvarme og gass utgjør en liten del av energibruken, men har de siste årene økt. Forbruket av fjernvarme har tiltatt særlig i tjenesteytende næringer og husholdninger, mens industrien og i transportsektoren har sett en økning i bruken av gass. Disse energibærerne har blant annet erstattet fyringsolje til oppvarming og kull, koks og tyngre petroleumsprodukter i industriprosesser.

Industri

Industrien står for den største andelen av sluttbruket, nærmere 32 prosent i 2020. Industrien omfatter mange forskjellige typer næringer med ulike energibehov, men energibruken i sektoren reflekterer i stor grad Norges utstrakte bruk av elektrisitet.

I 2020 var om lag 64 prosent av energibruken innenfor industri og bergverk elektrisitet. Den høye elektrisitetsandelen skyldes i stor grad at aluminiumsproduksjon, som bruker mye energi, nesten utelukkende anvender elektrisitet som energikilde. Produksjon av øvrige metaller, kjemiske råvarer og sement har et større innslag av andre energikilder, særlig gass, kull og koks, mens treforedling bruker en del biomasse i tillegg til mye elektrisitet.

Strukturelle endringer i økonomien har medført en nedgang i industriens andel av energibruk. Flere energiintensive bedrifter og anlegg har blitt lagt ned, samtidig som aktiviteten i andre deler av industrien har tiltatt. Disse strukturelle endringene og introduksjon av mer energieffektiv produksjonsteknologi har ført til lavere energibruk. Samtidig har verdien av produksjonen økt, noe som gjør at norsk industri i dag produserer større verdier per energienhet enn i 1990.

Sammensetningen av energibærere har som følge av de strukturelle endringene også endret seg. Produksjon av aluminium og kjemiske råvarer, som anvender mye elektrisitet og gass, har økt, mens treforedlingsaktiviteter, som anvender særlig biobrensel, og produksjon i jernverk, som anvender mye kull og koks, er redusert. Elektrisitet, fjernvarme og gass utgjorde følgelig alle en større andel av energibruken i industrien i dag enn i 1990, mens andelen kull, koks og olje var lavere. Andelen biobrensel og avfall er uendret.

Tjenesteytende næringer

Tjenesteytende næringer sto i 2019 for 17 prosent av sluttbruket av energi i Norge. Det meste av denne energibruken skjer i bygg, og går til oppvarming av bygninger og tappevann, belysning og drift av elektrisk utsyr. De to sistnevnte aktivitetene benytter utelukkende elektrisitet, mens det for oppvarming av bygg og tappevann finnes alternativer. Andelen elektrisitet i tjenesteytende næringer utgjør om lag 71 prosent i 2019.

Etter elektrisitet har petroleumsprodukter tradisjonelt vært den mest anvendte energikilden i tjenesteytende næringer, men på et betydelig lavere nivå. Petroleumsforbruket var i 2020 på 3,7 TWh, der en andel av dette går til oppvarming. Fjernvarmen har likevel vært det mest utbredte oppvarmingsalternativet etter elektrisitet i denne sektoren. Forbruket av fjernvarme var på 3,5 TWh 2020.

På tross av økning i energibruken har energiintensiteten i tjenesteytende sektor vært fallende. Dette fordi produksjonen av varer og tjenester har økt mer enn energibruken.

Husholdninger

Energibruken i husholdningene var 47,6 TWh i 2017 og sto for 22 prosent av det norske sluttbruket av energi. Energibruken i husholdningene har mange likhetstrekk med energibruken i tjenesteytende næringer. I begge sektorer står oppvarming, belysning og drift av elektrisk utstyr for en stor del av energibruken. Også i husholdningene er elektrisitet den vanligste energikilden. Andelen elektrisitet har vært økende og lå i 2017 på 83 prosent. Dette skyldes blant annet flere elektriske apparater og utfasing av bruken av fossile energikilder til oppvarming. Bruken av fossile brensler var over fem ganger høyere i 1990 enn i 2017.

Etter elektrisitet er det biobrensel som dekker det meste av oppvarmingsbehovet i husholdningene. I 2017 sto biobrensel for om lag 5,8 TWh av energibruken. I hovedsak er det snakk om fyring med ved, og i noe mindre grad pellets og bio-olje.

Nærmere om oppvarming i bygg

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

Elektrisitetsandelen i oppvarming av bygg varierer mellom 70 og 80 prosent, og avhenger blant annet av strømprisen. Ved siden av elektrisitet har olje- og vedfyring tradisjonelt dekket mesteparten av det resterende oppvarmingsbehovet. Oljefyring har vært utbredt både i boliger og i øvrige bygg, mens vedfyring i hovedsak har funnet sted i private boliger. De senere årene har det vært en omlegging av energibruken i bygg, fra fossile energikilder til bruk av elektrisitet, fjernvarme og varmepumper. Salget av fyringsoljer og fyringsparafin har sunket med over 70 prosent siden 1990. Samtidig har fjernvarmeleveranser økt fra 0,8 TWh til 6 TWh i 2017. Estimert varmeproduksjon fra varmepumper har økt fra 0,4 TWh til om lag 15 TWh i perioden 1990 til 2014, jf. figuren under.

Varmepumper

Utbredelsen av varmepumper har økt mye særlig de siste årene. I 2017 var det om lag 1 mill. varmepumper i Norge. Varmepumper produserer varme ved å hente energi fra omgivelsene. Prosessen bruker noe strøm, men varmepumper bruker likevel langt mindre strøm for å levere samme mengde varme enn elektriske panelovner eller varmtvannsberedere. I 2014 er det estimert at varmepumper brukte 6 TWh elektrisitet til å produsere 15 TWh varme. Forholdet mellom anvendt elektrisitet og produsert varme kalles virkningsgrad.

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

Det er desidert flest luft-luft varmepumper i drift i Norge i dag. Dette er sannsynligvis fordi luft-luft varmepumper ikke krever et vannbårent varmesystem i bygget og at de derfor er vesentlig billigere å installere.

Fjernvarme

Innslaget av fjernvarme i det norske energisystemet har økt siden 2000. I 2017 ble det levert 6 TWh fjernvarme, en firedobling siden 2000. Dette dekker om lag en tiendedel av behovet for romoppvarming og tappevann i Norge.

Fjernvarme er et system som forsyner varmt vann eller damp fra en sentral varmekilde til kunder via isolerte rørledninger. I de fleste tilfeller bygges fjernvarmeanlegg som en følge av tilgang på en rimelig varmekilde som for eksempel varme fra avfallsforbrenning eller annen varme som ellers ville gått tapt. Det er særlig de største byene i landet som har fjernvarmeanlegg av betydelig størrelse. Forbruket av fjernvarme i Oslo er alene på om lag 1,7 TWh, og kan dekke 25 prosent av byens effektbehov.

Fjernvarme kan produseres med mange forskjellige brenselstyper. . Bruk av petroleumsprodukter i fjernvarme er i hovedsak knyttet til spisslast og har de siste årene stått for rundt 5 prosent.

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

Transport

Energibruken i transportsektoren var 51 TWh i 2019, og utgjorde dermed 24 prosent av sluttbruk av energi. Av energibruk til transport utgjorde veitransport hoveddelen med 74 prosent, deretter kommer kysttransport med 16 %, luftfart med 8 % og til slutt kommer banetransport med 1,5 %.

Petroleumsprodukter står for over 85 prosent av energibruken i transportsektoren. Med sine 43,5 TWh, utgjør dette om lag 60 prosent av all sluttbruk av petroleumsprodukter i Norge. Sammensetningen av petroleumsprodukter har endret seg siden 1990 med en halvering av bensinforbruket og en dobling av dieselforbruket.

Andelen av energibruken som ikke er petroleumsprodukter har økt som følge av økt bruk av biodrivstoff i landtransport, og gass i maritim anvendelse. Biodrivstoff utgjorde i 2017 5,9 TWh og naturgass 0,9 TWh. Særlig i maritim sektor har det de siste årene vært en økning i antall gassdrevne skip, men også i landtransporten har bruken av gass økt. Maritim sektor har også en økende bruk av elektrisitet, både i kombinasjon med andre drivstoff (hybriddrift), men også alene. Fra 2016 har det også vært leveranse av biodrivstoff til luftfart på Oslo lufthavn Gardermoen.

Selv om deler av elektrifiseringen av transportsektoren startet tidlig er elektrisitetsandelen i transportsektoren fortsatt relativt lav. I 2019 utgjorde elektrisitet kun 1 prosent av energibruken ifølge SSB. Samtidig som det har vært en marginal økning i elektrisitetsbruken siden 1990, har det funnet sted en kraftig økning banetransport. I 1990 reiste 115 millioner med banetransport, mens tallet for 2017 var 255 millioner. Dette innebærer en betydelig økning i energieffektiviteten siden 1990.

De siste årene har sett en sterk vekst i antall elektriske kjøretøy på norske veier. Ved inngangen til 2018 var det registret over 140 000 elbiler på norske veier.

Elektrifiseringen har kommet lengst for personbiler, men også i andre transportsegmenter etableres det hel- eller delelektriske kjøretøy/fartøy. Flere hel- og delelektriske ferger er på vei, flere byer tester ut elektriske busser og de første elektriske varebilene er på veiene.

Andre sektorer

Den resterende energibruken utgjør 4,6 TWh, eller 2,2 prosent av sluttbruket av energi. Den fordeler seg på fiske, landbruk og bygg og anlegg. I alle disse sektorene brukes en stor del av energien til maskiner, redskaper og fartøy som ikke er fanget opp under omtalen av transport. Det meste av dette er fossile drivstoff. Petroleumsprodukter utgjør dermed en relativt stor andel av energibruken i disse tre sektorene.

Samlede norske utslipp av klimagasser var 53,9 mill. tonn CO2-ekvivalenter i 2015, opp fra 51,9 mill. tonn CO2-ekvivalenter i 1990. Utslippene forbundet med sluttbruk av energi var 32,2 mill. tonn CO2-ekvivalenter i 2015. De resterende utslippene er knyttet til energiproduksjon, herunder olje- og gassutvinning (15,1 mill. tonn CO2-ekvivalenter) og raffinering (2 mill. tonn CO2-ekvivalenter). Til sammen utgjorde utslipp knyttet til energibruk til energiformål 20,7 millioner tonn CO2-ekvivalenter i 2015, se boks om prosessutslipp.

Lavere utslipp per energienhet

I perioden 1990–2015 økte sluttbruket av energi inkludert råstoff med over 15 prosent, samtidig som de tilhørende utslippene gikk ned med over 16 prosent til 32,2 mill. tonn CO2-ekvivalenter i 2015. Utslippene per enhet energibruk har dermed avtatt med over 28 prosent siden 1990. Dette gjenspeiler at sammensetningen av energibærere har endret seg. Bruken av energibærere som er forbundet med lite utslipp eller som er karbonnøytrale, slik som elektrisitet, fjernvarme og bioenergi, har økt eller ligger fast. En konvertering fra fossil energikilder til elektrisitet innebærer både en effektivisering av energibruken gjennom forbedret virkningsgrad, og reduserte utslipp. I tillegg har forbruket av fossile energikilder endret sammensetning. Bruken av kull og koks og de tyngste petroleumsprodukter har avtatt, mens gass- og dieselforbruket har økt.

Utslipp i sluttbrukssektorer

Transport

På grunn av den høye bruken av petroleumsprodukter er utslippene av klimagasser fra energibruk i transportsektoren større enn for mange andre sektorer i økonomien. Av de ulike sektorene er det transportsektoren som står for de største utslippene, etterfulgt av industrien jf. figuren over. Transportsektoren hadde i 2015 utslipp på 13,6 mill. tonn CO2-ekvivalenter. Dette er en økning på 26 prosent siden 1990. Transportmidlene har imidlertid blitt mer energieffektive. Det reflekteres i at energibruk og utslipp har flatet ut siden 2007 og at utslippsintensiteten har falt. Sektoren hadde i 2015 et energibruk på 57,6 TWh, som gir en utslippsintensitet på om lag 0,24 kg CO2-ekvivalenter per kWh.

Industri

Utviklingen med redusert energibruk i industrien reflekteres også i at utslippene fra sektoren har gått ned. Utslippene er redusert fra i overkant av 17,7 mill. tonn CO2-ekvivalenter i 1990, til om lag 9,8 mill. tonn CO2-ekvivalenter i 2015. Dette er en nedgang på 45 prosent, og innebærer en lavere utslippsintensitet per energienhet i industriens produksjon. Av de 9,8 mill. tonn CO2-ekvivalenter er om lag 7 mill. tonn CO2-ekvivalenter prosessutslipp (se boks om prosessutslipp) og 2,8 mill. tonn CO2-ekvivalenter forbundet med energibruk. Dette gir en utslippsintensitet i energibruken på om lag 0,032 kg CO2-ekvivalenter per kWh, og gjenspeiler at en stor del av energibruken er elektrisk.

Jordbruk og fiske

Jordbruk og fiske utgjør den tredje største kilden til utslipp av klimagasser forbundet med sluttbruk. Til sammen var utslippene i 2015 6,3 mill. tonn CO2-ekvivalenter. Størstedelen av disse utslippene var imidlertid prosessutslipp, jf. boksen. De resterende utslippene på 1,8 millioner tonn CO2-ekvivalenter er nært forbundet med energibruk og stammet fra maskiner, redskaper og fiskefartøy. Energibruken knyttet til de sistnevnte utslippene var i 2015 på 7,8 TWh. Dette gir en utslippsintensitet på om lag 0,23 kg CO2-ekvivalenter per kWh, og gjenspeiler den utstrakte bruken av petroleumsprodukter i denne sektoren.

Husholdninger og tjenesteytende næringer

De to sektorene der energibruk fører til minst utslipp er tjenesteyting og husholdninger. Til sammen utgjør utslippene i underkant av 1,7 mill. tonn CO2-ekvivalenter. Energibruken er til sammenlikning nesten 77,5 TWh, noe som gir en utslippsintensitet på om lag 0,022 kg CO2-ekvivalenter per kWh.

Den utstrakte bruken av elektrisitet, vedfyring og fjernvarme i husholdningene gjør at det er lave utslipp av klimagasser forbundet med sluttbruket av energi. I 2015 var utslippene fra husholdningene om lag 0,5 mill. tonn CO2-ekvivalenter. Dette er om lag en tredjedel av hva utslippene var i 1990.

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

EUs regelverk for det indre energimarkedet har økt i omfang, detaljeringsgrad og innslag av overnasjonalitet de senere årene. Regelverket påvirker oss direkte gjennom EØS-avtalen, men også indirekte gjennom virkninger på det europeiske energimarkedet – vårt viktigste eksportmarked for olje, gass og elektrisitet.

I utgangspunktet var EUs energipolitikk hovedsakelig konkurransepolitikk anvendt på energiområdet. Dette var også utgangspunktet for EØS-avtalen da den ble fremforhandlet på begynnelsen av 1990-tallet. På det tidspunktet var det vedtatt ni rettsakter på energiområdet (forordninger og direktiver), som ble tatt inn i EØS-avtalen. EØS-avtalen nevner energi kun i artikkel 24, under EØS-avtalens del om det frie varebytte.

EUs energipolitikk omfatter mer enn det som dekkes av EØS-avtalen. Dette ble tydeliggjort i Lisboa-traktaten fra 2009, der EU for første gang fikk en egen traktatbestemmelse om energi (artikkel 194). Artikkelen trekker opp målsetninger knyttet til energimarkedets virkemåte, forsyningssikkerhet, energieffektivisering, fornybar energi og infrastruktur. Det fastslås samtidig at medlemslandene har rett til selv å bestemme over ressursutnyttelse og energimiks.

I dag omfatter EØS-avtalen om lag 96 rettsakter på energiområdet. De fleste av de opprinnelige rettsaktene er erstattet av nye. Flere rettsakter er under vurdering for innlemmelse i EØS-avtalen. På EU-siden er ytterligere flere under revisjon og utarbeidelse som ledd i målsetningene under energiunionen (Les mer om EUs energiunion her.)

Hvordan jobber vi med EØS-saker i Norge?

EFTA-sekretariatet gjennomgår ukentlig regelverksforslag som vedtas i EU. Forslagene som anses for å høre inn under EØS-avtalens virkeområde sendes over til EFTA-statene for vurdering.

I Norge er det utredningsinstruksen  som angir rammene for den videre behandlingen av regelverksforslag fra Kommisjonen. Forslagene skal sendes på høring av fagdepartementet, dersom forslaget kan ha vesentlig betydning for Norge. Det skal utarbeides EØS-notat for alle rettsakter som er til vurdering for innlemmelse i EØS-avtalen. Fagdepartementet vurderer om rettsakten er EØS-relevant. Berørte departementer skal involveres, og viktige EØS-saker skal behandles i regjeringen. Dersom det forventes at regelverksforslaget vil ha vesentlige nytte- eller kostnadsvirkninger, skal det gjennomføres en samfunnsøkonomisk analyse.

Etter at Kommisjonens forslag er vedtatt i Rådet og av EU-parlamentet, må det arbeides sammen med de andre EFTA-landene og EU-siden for å oppnå enighet om et EØS-komitévedtak. Det kan være aktuelt å be om spesielle tilpasninger i EU-regelverket når det skal få virkning for Norge. Dette må både EFTA-landene og EU være enige i. Dette følger av EØS-avtalen artikkel 93. Etter at et EØS-komitévedtak er fattet, blir EU-regelverket en del av samarbeidet under EØS-avtalen, og det blir bindende for EFTA-landene.

Etter Grunnloven § 26 annet ledd skal Stortinget samtykke til inngåelse av alle internasjonale avtaler av særlig viktighet, samt alle avtaler som krever lovendring eller annen beslutning av Stortinget. EØS-komitévedtak om innlemmelse av regelverk i EØS-avtalen kan være en slik internasjonal avtale, som Stortinget må samtykke til.  I så fall må det tas konstitusjonelt forbehold ved EØS-komitévedtaket. Det innebærer at EØS-komitevedtaket ikke får virkning i Norge før Stortinget har gitt sitt samtykke; se EØS-avtalen artikkel 103. I slike tilfeller må det utarbeides en samtykkeproposisjon, som må fremmes for Stortinget. Underveis i prosessen kan det også være aktuelt å orientere Stortinget om arbeid med EU-regelverk som det tas sikte på å innlemme i EØS-avtalen, gjennom Stortingets europautvalg.

Når EØS-komitévedtaket trer i kraft, må norsk rett bringes i samsvar med EU-regelverket og EØS-komitévedtaket. Nødvendige regelverksendringer må identifiseres, og det må utarbeides høringsnotat. Forskrifter og eventuelle lovendringer må deretter vedtas.

Forsyningssikkerhet er et sentralt tema i EU. Mange EU-land importerer mye av sitt energiforbruk, og importandelen ventes å stige i årene fremover. Kommisjonen peker på utbygging av infrastruktur og diversifisering som viktige virkemidler for å styrke forsyningssikkerheten.

Den andre dimensjonen i energiunionen handler om fullføringen av det indre energimarkedet. Under denne dimensjonen pekes det både på behovet for bedre infrastruktur og videreutvikling av markedsregelverket. Det legges vekt på at energimarkedet skal være konkurransebasert, sluttbrukerorientert, fleksibelt og ikke-diskriminerende.

Begrensning av energietterspørselen omtales som den tredje dimensjonen i energiunionen. EUs bygningsmasse en betydelig kilde til klimagassutslipp, og behov for tiltak i bygninger og smart byplanlegging trekkes særlig frem. Kommisjonen ønsker å bidra til å fremme energieffektiviseringstiltak. Det legges også vekt på å begrense energibruken og klimagassutslipp fra transportsektoren.

Dekarbonisering. Under denne dimensjonen er det spesielt fokus på EUs utslippsmål og andel fornybar energi mot 2030. Et velfungerende kvotesystem trekkes frem som bærebjelken i EUs klimapolitikk. Økt produksjon av fornybar energi er et sentralt element. Dette har bakgrunn i at en stor andel av kraftproduksjonen i Europa er basert på fossile brensler, som kullkraft.

Den femte dimensjon er forskning, innovasjon og konkurransekraft. Kommisjonen ønsker å bidra til bedre koordinering av de ulike forskningsprogrammene. Målet er å få en mer helhetlig EU-tilnærming og en bedre utnyttelse av ressursene som investeres i forskning og innovasjon. Kommisjonen vil prioritere fire områder: utvikling av en ny generasjon fornybar energi, smart teknologi som gjør forbrukeren til en aktiv aktør i energimarkedet, energieffektivisering og en mer bærekraftig transportsektor.

Europakommisjonen la frem sitt forslag til en energiunion i februar 2015. Rådet og Parlamentet ga sin tilslutning til planene, og de påfølgende to årene er det lagt frem en rekke forslag til regelverk på energiområdet:

For mer informasjon om EUs energipolitikk, se denne siden:

https://www.regjeringen.no/no/tema/energi/eueos_og_energi/id1005/

EUs tre energimarkedspakker

Det har over flere år pågått et arbeid for å åpne elektrisitetsmarkedene i EU for konkurranse. Rådsdirektiv 96/92/EF om felles regler for det indre elektrisitetsmarked (elmarkedsdirektivet) var første skritt i arbeidet med et åpent felles europeisk elektrisitetsmarked. Det har vært arbeidet parallelt med felles regler for det indre elektrisitetsmarked og felles regler for det indre naturgassmarkedet.

Den andre energimarkedspakken ble vedtatt 26. juni 2003 og utgjorde et nytt vesentlig skritt i retning av et mer åpent energimarked. Europaparlaments- og rådsdirektiv 2003/54/EF (elmarkedsdirektiv II) inkluderer minstekrav til tidsfrister for markedsåpning for industrikunder og husholdningskunder, samt minstekrav om et juridisk skille mellom transmisjonsfunksjoner  og virksomhet knyttet til produksjon eller omsetning. Direktivet inneholder også bestemmelser om forbrukerbeskyttelse.

Forordningen om grensehandel med elektrisitet (Europaparlaments- og rådsforordning (EF) nr. 1228/2003) er en del av den andre energimarkedspakken. Forordningens formål er å stimulere krafthandelen mellom land og dermed økt konkurranse i det indre elektrisitetsmarkedet. Forordningen utgjør også en ramme for videre harmonisering av prinsippene om utnyttelsen av overføringskapasitet mellom land, og har gitt hjemmel til Kommisjonsforordning (EF) nr. 774/2010. Sistnevnte forordning introduserer blant annet en kompensasjonsmekanisme mellom systemoperatører (ITC-mekanismen) basert på kostnadene ved transitt av elektrisitet.

Europaparlaments- og rådsdirektiv 2003/55/EF (gassmarkedsdirektiv II) har i hovedsak de samme bestemmelser som eldirektiv II. EU vedtok senere også Europaparlaments- og rådsforordning (EF) nr. 2005/1771 om adgang til naturgasstransmisjonsnettverk.

Den andre energimarkedspakken ble innlemmet i EØS-avtalen 2. desember 2005. Pakken er gjennomført i energiloven og naturgassloven med underliggende forskrifter.

EUs tredje energimarkedspakke ble vedtatt 13. juli 2009. Pakken består av 5 rettsakter. Fire av rettsaktene er en endring av eksisterende rettsakter(Europaparlaments- og rådsdirektiv 2009/72/EF (elmarkedsdirektiv III), Europaparlaments- og rådsdirektiv 2009/73/EF (gassmarkedsdirektiv III), Europaparlaments- og rådsforordning (EF) nr. 714/2009 (grensehandelsforordning II), Europaparlaments- og rådsforordning (EF) nr. 715/2009 (gasstransmisjonsforordning II)). I tillegg er det ved Europaparlaments- og rådsforordning (EF) nr. 713/2009 gitt helt nye regler om opprettelsen av et nytt organ for samarbeid mellom nasjonale reguleringsmyndigheter på energiområdet (ACER).

Rettsaktene i tredje pakke er ikke ennå innlemmet i EØS-avtalen. Det er også vedtatt en ny forordning om kompensasjon mellom systemansvarlige nettselskaper til erstatning for forordning (EF) nr. 774/2010, men denne er på samme måte som forgjengeren ikke en del av selve pakken.

Nytt i tredje pakke er, i tillegg til ACER, blant annet opprettelsen av to organisasjoner bestående av statenes transmisjonssystemoperatører, henholdsvis Entso for elektrisitet (ENTSO-E) og Entso for gass (ENTSO-G).

Et sentralt element i elmarkedsdirektiv og gassmarkedsdirektiv III er nye og styrkede krav til uavhengig nasjonal reguleringsmyndighet. Regulatoren skal være uavhengig fra både bransjen og politiske myndigheter. I tillegg har regulatoren etter direktivene fått et utvidet ansvarsområde og flere oppgaver.

De to direktivene setter også nye og strengere krav til organiseringen av nettvirksomheten på transmisjonsnivå. Som hovedmodell har direktivene krav til eiermessig utskilling av transmisjonssystem. Forbrukerreglene har også blitt gjort mer omfattende.

Fornybardirektivet

Europaparlaments- og rådsdirektiv 2009/28/EF av 23. april 2009 (fornybardirektivet) har som mål å etablere et felles rammeverk for å fremme fornybare energikilder, og ble innlemmet i EØS-avtalen 19. desember 2011. Direktivet omfatter både elektrisitet, oppvarming/avkjøling og transport. Dette er en utvidelse av direktivet fra 2001, som kun omfattet elektrisitet. Hver medlemsstat skal bidra til å oppfylle sine mål for andel fornybar energi i forbruket innen 2020, slik at det bidrar til det overordnede EU-målet om en 20 prosentandel i 2020. Norges mål følger av EØS-komitébeslutningen. Andelen energi fra fornybare kilder skal for Norges del i 2020 utgjøre 67,5 prosent av brutto sluttforbruk av energi. Medlemslandene har satt opp handlingsplaner for arbeidet med fornybar energi, og mål for de tre delsektorene (elektrisitet, oppvarming/avkjøling og transport) skal adresseres i handlingsplanen. Gjennomføringen av direktivet har medført endringer i forskrifter under energiloven.

Bygningsenergidirektivet

Europaparlaments- og rådsdirektiv 2002/91/EF av 16. desember 2002 om bygningers energiytelse ble innlemmet i EØS-avtalen 23. april 2004. Direktivet definerer et felles rammeverk for beregning av bygningers energiforbruk, og krever at det fastsettes nasjonale energikrav for nye og renoverte bygg. Direktivet har bestemmelser om energiattester for nye og eksisterende bygninger og inspeksjoner av større klima- og fyringsanlegg. Direktivets krav til energimerking av bygninger er gjennomført ved energimerkeforskriften av 18. desember 2009 nr. 1665. Fra 1. juli 2010 ble det obligatorisk i Norge med energimerking av bygninger ved salg, utleie og oppføring. Yrkesbygninger over 1000 m² skal ha en energiattest som er synlig for bygningens brukere.

CHP-direktivet

Europaparlaments- og rådsdirektiv 2004/8/EF om fremme av kombinert produksjon av kraft og varme ble innlemmet i EØS-avtalen 8. desember 2006. Direktivet har som formål å forbedre energieffektivitet og forsyningssikkerhet ved å fremme høyeffektiv kombinert kraft og varmeproduksjon (kogenerering) der det er en nyttbar varmeetterspørsel. Direktivet er gjennomført i energiloven og ved forskrift om opprinnelsesgarantier for produksjon av elektrisk energi av 14. desember 2007. Kommisjonsvedtak 2007/74/EF fastsetter harmoniserte referanseverdier for effektivitet ved separat produksjon av elektrisitet og varme.

Økodesigndirektivet

Europaparlaments- og rådsdirektiv 2009/125/EF av 21. oktober 2009 om rammene for fastsettelse av krav til miljøvennlig design til energirelaterte produkter (som for eksempel lyspærer og hvitevarer) ble innlemmet i EØS-avtalen 1. juli 2011. Direktivet er en omskriving av det tidligere økodesigndirektivet fra 2005. Direktivet er gjennomført ved økodesignforskriften av 23. februar 2011 nr. 190. Forskriften forvaltes av NVE. De nærmere bestemmelser for hvert enkelt produkt fastsettes i gjennomføringsforordninger.

Energimerkedirektivet

Europaparlaments- og rådsdirektiv 2010/30/EU av 19. mai 2010 om rammene for angivelse av energirelaterte produkters energi- og ressursforbruk ved hjelp av merking og standardiserte vareopplysninger ble innlemmet i EØS-avtalen 7. desember 2012. Direktivet er en omskriving av det tidligere energimerkedirektivet fra 1992. Direktivet er gjennomført ved energimerkeforskriften for produkter av 27. mai 2013 nr. 534. De nærmere bestemmelser for hvert enkelt produkt fastsettes i gjennomføringsforordninger.

Elforsyningssikkerhetsdirektivet

Europaparlaments- og rådsdirektiv 2005/89/EF om tiltak for å sikre forsyningssikkerheten og investeringer i infrastruktur for elektrisitet ble innlemmet i EØS-avtalen 8. juni 2007. Direktivet krever at hvert land har en politikk for forsyningssikkerhet for elektrisitet. Direktivet medførte ikke behov for endringer i lovgivningen.

Vanndirektivet

EUs rammedirektiv for vann (Europaparlaments- og rådsdirektiv 2000/60/EF) skal fremme en helhetlig vannforvaltning med utgangspunkt i den økologiske tilstanden i ferskvann og kystområder. Direktivet er gjennomført i vannforskriften.

Standard miljømål betegnes som «god økologisk tilstand», og skal nås senest 15 år etter at direktivet trådte i kraft. Direktivet åpner likevel for tilpasninger, både gjennom unntaksbestemmelser og gjennom adgang til å peke ut vannforekomster som såkalt «sterkt modifiserte» med et noe svakere miljømål. Dette omfatter vannforekomster som på grunn av samfunnsnyttige, fysiske inngrep ikke vil kunne nå standard miljømål, typisk gjelder det vannkraftreguleringer.

Miljøansvarsdirektivet

Europaparlaments- og rådsdirektiv 2004/35/EF om ansvar for miljøskade ble innlemmet i EØS-avtalen 5. februar 2009. Direktivet skal etablere et rammeverk for miljøansvar basert på forurenseren betaler-prinsippet for å forhindre og gjenopprette virkningene av miljøskade. Miljøskade som omfattes av direktivet er skade på beskyttede arter og naturtyper, skade av vann og skade på jordsmonnet. Det følger likevel av EØS-komitébeslutningen at reglene om skade på beskyttede arter og naturtyper ikke gjelder for EFTA EØS-landene Norge, Liechtenstein og Island. Enkelte mindre endringer i vannressursloven og vassdragsreguleringsloven ble

^[1]    Transmisjonsnivået er det høyeste nettnivået. Transmisjon i direktivets forstand er overføring av elektrisk energi på sentralnettsnivå.

^[2]    Agency for the Cooperation of Energy Regulators.

^[3]    Combined heat and power (CHP)

Enova er et statsforetak. Ansvaret for Enova SF overføres fra Olje- og energidepartementet til Klima- og miljødepartementet, se pressemelding. Enova gir støtte og råd til både bedrifter og privatpersoner for gjennomføring av energi- og klimaprosjekter. Enova finansieres med midler fra et fond som heter Energifondet. En fireårig styringsavtale med Olje- og energidepartementet om forvaltningen av disse midlene legger rammene for Enovas aktivitet. Energifondet tilføres årlig om lag 2,6 milliarder kroner, herunder anslagsvis 630 millioner kroner i året fra påslaget på nettariffen. Finansieringsløsningen med Energifondet gir forutsigbarhet og fleksibilitet i Enovas arbeid.

Fra 2017 ble Enovas aktivitet dreiet mer mot klima og innovasjon, gjennom en ny styringsavtale for perioden 2017–2020.

Dette innebærer en styrket satsing på redusere utslipp i transportsektoren og andre ikke-kvotepliktige næringer og en styrket satsing på innovative løsninger tilpasset lavutslippssamfunnet. I den nye styringsavtalen er det lagt mer vekt på at Enova skal rette innsatsen mot å bygge ned barrierer og å drive frem varige markedsendringer. I lavutslippssamfunnet må det være slik at de miljøvennlige og klimavennlige løsningene blir foretrukket uten støtte.

I tråd med styringsavtalen har Enova stor faglig frihet til å utvikle virkemidler, prioritere mellom områder og tildele støtte til enkeltprosjekter. Enova benytter sin kunnskap og erfaring fra de ulike markedene til å målrette sine programmer mot de viktigste barrierene for introduksjon og utbredelse av energi- og klimaløsninger, og drive frem varige endringer.

Enovas støtte faller inn i en av to kategorier: teknologiutvikling og markedsendring. De enkelte programmene treffer teknologier og løsninger på forskjellige modenhetsnivåer. På vei fra teknologiutvikling til marked, representert ved den røde grafen i figuren under, er det et mål å få ned kostnaden og å redusere den teknologiske risikoen. Når løsningen er blitt teknologisk moden og klar for introduksjon i markedet blir målet utbredelse og opptak i markedet, representert ved den grønne grafen i figuren.
På en løsnings ferd gjennom teknologiutvikling og markedsintroduksjon er det flere barrierer som må overkommes for å bidra til markedsendring. Enova forsøker å identifisere de viktigste av disse barrierene for introduksjon og utbredelse av energi- og klimaløsninger og utformer støtteprogrammer som søker å bygge dem ned. Formålet med støtten er å drive frem markedsendringer som kan bli varige. I lavutslippssamfunnet må det være slik at de miljøvennlige og klimavennlige løsningene blir foretrukket uten støtte.

Et viktig element i en satsing på energi- og klimateknologi er at den kan bidra til reduserte klimagassutslipp også globalt når teknologien tas i bruk og spres. Investering i ny teknologi og innovasjon er ofte forbundet med stor risiko for investorer. Det er viktig å bidra med risikoavlastning, da samfunnets nytte av en teknologi ofte er større enn den den enkelte aktørs nytte. Enova støtter derfor pilotering, demonstrasjon og fullskala introduksjon av energi- og klimateknologier. Gjennom slik støtte er Enova med på å legge grunnlaget for en mer energieffektiv og klimavennlig næringsliv på vei mot lavutslippssamfunnet.

Dersom teknologien innfrir er det ønskelig at den blir tatt i bruk av så mange som mulig slik at den kan bidra til reduserte utslipp eller effektivisert energibruk i så mange anvendelser som mulig.

Det tar normalt tid for en ny teknologi eller løsning å få fotfeste og spre seg i markedet. Det kan være flere grunner til at løsninger ikke raskere får gjennomslag. Når det gjelder løsninger som bidrar til for eksempel reduserte utslipp av klimagasser eller mer effektiv energibruk er det ønskelig at disse tas i bruk av så mange som mulig. Mangel på informasjon om nye produkter, skepsis til nye relativt uprøvde løsninger og pris kan være barrierer for spredning. Enovas programmer rettet mot markedsendring forsøker å bygge ned disse og andre barrierer for derigjennom å bidra til varig markedsendring.

CO₂-avgifter og kvotesystemet

I Norge er over 80 prosent av utslippene av klimagasser underlagt kvoteplikt eller avgift eller begge deler. Det meste av dette gjelder bruk av fossile energikilder.

Utslipp av klimagasser i det meste av landbasert industri, petroleumsvirksomhet og luftfart er omfattet av EUs kvotesystem og står overfor en kvotepris på rundt 200 kroner per tonn CO₂-ekvivalenter. Kvoteprisen har siden slutten av 2017 økt betydelig. Petroleumssektoren og innenriks luftfart er i tillegg ilagt CO₂-avgift og betaler om lag500 kroner per tonn CO

I ikke-kvotepliktig sektor varierer avgiftene. Den generelle CO₂-avgiften på mineralolje er på 499 kroner per tonn CO₂. For bensin og innenlandsk bruk av gass er avgiften også på dette nivået. Enkelte næringer eller anvendelser er imidlertid fritatt for CO₂-avgift eller ilagt redusert sats. Andre klimagasser enn CO₂ utgjør en relativt stor andel av utslippene i ikke-kvotepliktig sektor, og disse utslippene er ikke ilagt avgift.

Avgiftsnivået på fossil energi i Norge er blant de høyeste i verden. Medregnet veibruksavgiften tilsvarer avgiftene på drivstoff til veitrafikk mellom 1 900 og 2 700 kroner per tonn CO₂. For blant annet fyringsolje kommer grunnavgift i tillegg til CO2-avgift, slik at det samlede avgiftsnivået på fyringsolje tilsvarer om lag 1 090 kroner per tonn CO₂. Selv om veibruksavgiften og grunnavgiften ikke har en direkte klimabegrunnelse, er også disse avgiftene med på å påvirke forbruket av fossilt drivstoff og dermed også utslippene av klimagasser. I en sammenlikning gjort av OECD er det bare Storbritannia som har høyere avgifter i transportsektoren enn Norge, mens Sveits ligger på nivå med Norge. I USA er avgiften knapt 100 kroner per tonn CO₂.

Kvotesystemet påvirker strømprisene i Norge siden vi handler strøm med resten av Europa. Økte kostnader for fossil kraftproduksjon i Europa som følge av kvotesystemet vil presse kraftprisen i Europa opp, og dermed påvirke norske priser. Se her for mer informasjon om hvordan kraftmarkedet fungerer.

Avgift på elektrisk kraft

Avgiften gjelder levering av elektrisk kraft til sluttbruker og innkreves av nettselskapene. I 2018 er forbruksavgiften på 16,58 øre/kWh. Det er unntak for avgiftsplikt for enkelte industriprosesser (kjemisk reduksjon og elektrolytiske, metallurgiske og mineralogiske prosesser), veksthusnæringen, skinnegående transportmidler og husholdninger og offentlig sektor i Finnmark og Nord-Troms. Øvrig industri, bergverksdrift, landanlegg for petroleumsvirksomheten, fjernvarmeproduksjon, store datasentre, skip i næring og næringsvirksomhet i Finnmark og Nord-Troms betaler redusert sats på 0,48 øre per kWh. I tillegg er det påslag på nettariffen for husholdningsbruk på 1 øre/kWh og for andre sluttbrukere på 800 kroner/år per målepunkt-ID. Midlene tilføres Energifondet, som forvaltes av Enova.

For mer informasjon om avgifter, se Prop. 1 LS (2016–2017) Skatter, avgifter og toll 2017, kapittel 10

Byggteknisk forskrift (TEK)

I Norge er det lang tradisjon med å stille krav til bygg og det har vært energikrav til nye bygg siden 1949. Kommunal- og moderniseringsdepartementet har ansvaret for å fastsette kravene i byggteknisk forskrift.

Byggteknisk forskrift regulerer i hovedsak nye bygg og omfattende ombygninger. Byggteknisk forskrift trekker opp grenser for det minimum av egenskaper et bygg må ha for å kunne oppføres lovlig. Her stilles det blant annet krav til bygningers energibruk. Nye bygg utgjør om lag 1-2 prosent av bygningsmassen per år. Samtidig skal nye bygg stå lenge, og energikravene legger derfor føringer for energibruken i mange år fremover.  Energikravene har blitt revidert og skjerpet en rekke ganger, senest 1. januar 2016.

Utfasing av oljefyring

Fra 2020 vil det være forbudt å bruke mineralolje til oppvarming av bygg. Tradisjonelt har oljefyring og ved vært de mest utbredte lokale energiløsningene, og det har fungert i et godt samspill med kraftsystemet. Høye avgifter og forventninger om at det blir forbudt å bruke fossil olje til oppvarming av bygninger har bidratt til en betydelig omlegging av energibruken i bygg, fra fossile energikilder til bruk av elektrisitet, fjernvarme og varmepumper. Salget av fyringsoljer og fyringsparafin har sunket med over 70 prosent siden 2010, til om lag 193 millioner liter i 2017.

Fra et energisystemperspektiv er det gunstig å finne nye varmeløsninger som ikke belaster kraftsystemet vinterstid.

Tilknytningsplikt til fjernvarme

For å bygge ut fjernvarme i et område, er det nødvendig at mange kunder er tilknyttet fjernvarmenettet, ettersom kostnadene per kunde synker med økt utnyttelse av kapasiteten. Tilknytningsplikt er et verktøy kommunen har for å tilrettelegge for fjernvarme. Kommunene kan bestemme at nye bygg skal være tilknyttet til fjernvarme i områder der det er gitt konsesjon for fjernvarme.

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

Energimerking av bygg

I Norge ble det fra 1. juli 2010 et krav om at alle boliger og bygg som oppføres, selges eller leies ut må ha en energiattest. Yrkesbygninger over 1000 m² skal til enhver tid ha en energiattest som er synlig for bygningens brukere. Energimerkeordningen skal bidra til mer kunnskap og oppmerksomhet om energibruken i bygningsmassen. Det ble også obligatorisk med energivurdering av større fyrings- og klimaanlegg for å stimulere til gode rutiner for drift og ettersyn av anleggene. Boligeiere kan velge å  energimerke boligen gratis på internett^[1], mens yrkesbygg og nybygg må energimerkes av eksperter.

Oppvarmingskarakteren (fargeskalaen) i energimerket forteller i hvor stor grad en bygning kan varmes opp (romoppvarming og varmtvann) med andre energivarer enn fossilt brensel og strøm.

Energikarakteren går fra A (svært energieffektiv) til G (lite energieffektiv). Karakteren gir en samlet vurdering av bygningens energibehov, det vil si antall kWh som bygningen eller boligen trenger per kvadratmeter for normal bruk. Standardverdier for blant annet personbelastning, innetemperaturer og klima legges til grunn. Energikarakteren er basert på en beregning av levert energi, og uavhengig av faktisk målt energibruk. Bygninger etter byggeforskriftene fra 2010 vil normalt få karakter C, mens eldre bygninger bygget etter mindre strenge tekniske forskrifter vil få dårligere karakterer. Lavenergibygninger og passivhus med effektive varmesystemer vil kunne oppnå karakterene A eller B.

^[1]   Det vises til www.energimerking.no

Energimerking av produkter

Energimerking av energirelaterte produkter stiller informasjonskrav til produsenter og leverandører. Produkter som omfattes skal ha et energimerke som skal hjelpe forbrukeren til å velge de mest energieffektive produktene. Produktene får karakter på en syvdelt skala (hvor A+++ er det beste) som vises på en informasjonsblankett på produktet.

EU utarbeider løpende produktspesifikke regler der kravene til de enkelte produktene spesifiseres. De reglene som til nå er utarbeidet og innført i Norge omfatter for eksempel kjøle- og fryseapparater til husholdningsbruk, oppvask- og vaskemaskiner til husholdningsbruk, klimaanlegg, tørketromler, belysning, fjernsyn og elektriske stekeovner.

Nytt energimerke

EU vedtok i 2017 å oppdatere energimerket. Dette innebærer blant annet ny karakterskala som går fra A til G uten videre oppdeling. Det vil si at karakterene A+ til A+++ forsvinner. Det blir også nye regler for hvordan produkter skal fordeles på karakterskalaen. Norge jobber med å innføre de samme kravene

Opprinnelsesgarantier

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

Opprinnelsesgarantier er omsettelige og et anlegg som er godkjent for opprinnelsesgarantier er godkjent i fem år, deretter må anlegget godkjennes på nytt. Flere land deltar i et internasjonalt samarbeid som sikrer at det blir ført oversikt over kjøp og salg av opprinnelsesgarantier. I Norge fører Statnett registeret, og NVE fører tilsyn med opprinnelsesgarantiordningen. Opprinnelsesgarantier utgjør ikke en støtte som kan sies å utløse utbygging av ny produksjon, men kan brukes i markedsføring. Noen land, herunder Norge, har lagt til rette for å bruke opprinnelsesgarantier i varedeklarasjon av strøm. Krav til at el-leverandører skal oppgi produksjonsmiks i en varedeklarasjon følger av EUs elmarkedsdirektiv. Det er ingen krav fra EUs side om å bruke opprinnelsesgarantiene i denne sammenheng. For eksempel kan man bruke produksjonsstatistikken til varedeklarasjon.

Økodesign

Økodesigndirektivet stiller krav om miljøvennlig utforming av energirelaterte produkter som skal omsettes i EUs indre marked. Direktivet retter seg mot produsenter/importører og omfatter både husholdningssektoren, tjenesteytende sektor og industri (utenom transportmidler). Dersom bestemte krav til miljøvennlig utforming er oppfylt, får produktet bære CE-merket - som er inngangsbilletten til EUs indre marked. Økodesignkravene er ment å fjerne de minst energieffektive produktene fra markedet og redusere miljøbelastningen i alle livsfaser for et energirelatert produkt.

På samme måte som under energimerkedirektivet utarbeider EU produktspesifikke regler løpende under økodesigndirektivet. EU har varslet at økodesignkravene i fremtiden i større grad vil omfatte krav knyttet til sirkulærøkonomi. Disse kravene vil kunne handle om ressursbruk, mulighet for reparasjon og resirkulering. De reglene som til nå er utarbeidet og innført i Norge omfatter for eksempel digitale dekodere, elektriske og elektroniske apparaters energiforbruk i hviletilstand og avslått tilstand, belysning, elektromotorer, kjøle- og fryseapparater til husholdningsbruk, sirkulasjons- og vannpumper, klimaanlegg og komfortvifter, oppvask- og vaskemaskiner til husholdningsbruk, industrivifter, tørketromler og fjernsyn.

Ett viktig mål med offentlig støtte til forskning og innovasjon er at det skal utløse prosjekter og teknologisatsinger i næringslivet. Et tett samarbeid mellom akademia, næringsliv og myndigheter er avgjørende for å oppnå resultater. Norge har sterke forskningsmiljøer og en betydelig industriell virksomhet som bygger på utnyttelse av våre energiressurser.

Energi21

Energi21 ble etablert av Olje- og energidepartementet i 2008 og er den nasjonale strategien for forskning, utvikling, demonstrasjon og kommersialisering av ny energiteknologi.

Energi21 favner hele energisektoren og gir råd til myndighetene om innretningen av offentlige forskningsbevilgninger. Energi21 har et permanent styre med representanter fra energi- og leverandørbedrifter, bransjeforeninger, forsknings- og utdanningsmiljøer og myndigheter. Sekretariatet er lagt til Norges forskningsråd.

Energi21-strategien ble revidert i 2018. I sin fjerde nasjonale forskningsstrategi anbefaler Energi21 en vekst i satsingen på ny energiteknologi og en prioritert innsats rettet mot følgende satsingsområder:

• Digitaliserte og integrerte energisystemer.
• Klimavennlige energiteknologier til maritim transport.
• Solkraft for et internasjonalt marked.
• Havvind for et internasjonalt marked.
• Vannkraft som ryggraden i norsk energiforsyning.
• Klimavennlig og energieffektiv industri inklusive CO₂-håndtering.

Satsingsområdet “Digitaliserte og integrerte energi-systemer” ligger som en overordnet prioritering med bakgrunn i stor betydning for fremtidig forsynings-sikkerhet, integrasjon av klimavennlige energiteknologier og samfunnets verdiskaping. I følge Energi21 strategien har samtlige satsingsområder stort potensial for verdiskaping innen ressursutnyttelse og videreutvikling av en leverandørindustri mot nasjonale- og internasjonale energimarkeder. Satsingsområdene og tilhørende anbefalinger fra Energi21 er nærmere omtalt i hovedrapporten: https://www.energi21.no/siteassets/energi21strategi2018lr.pdf

Forskningsrådet

Norges forskningsråd forvalter det meste av de offentlige forskningsmidlene på energiområdet. Midlene fordeles til ulike programmer og støtteordninger som tematisk dekker hele energiområdet, inklusive effektiv energibruk, fornybar energi og CO₂-håndtering. Programmene har virkemidler som dekker langsiktig, grunnleggende forskning, anvendt forskning, teknologiutvikling, småskala pilotprosjekter samt samfunnsfaglig forskning. Det offentlige støtter grunnleggende forskning med 100 prosent. For prosjekter lenger ut i innovasjonskjeden må det private bidra med minst 50 prosent egenfinansiering.

De viktigste satsingene på energiområdet er programmet ENERGIX og Forskningssentrene for miljøvennlig energi (FME).

Forskningsprogrammer

ENERGIX

ENERGIX, støtter forskning på fornybar energi, effektiv energibruk, miljøvennlig energi i transport, et bærekraftig energisystem og energipolitikk. ENERGIX er et av de mest næringsrettede forskningsprogrammene i Norges forskningsråd. Programmet omfatter ikke bare energisektoren, men også energirelatert forskning og utvikling innenfor bygg, transport, industri, maritim sektor og landbruk. Om lag 80 prosent av prosjektene i programmets portefølje har enten ledelse eller deltakelse fra norsk næringsliv og industri. Flere hundre ulike bedrifter deltar i pågående ENERGIX-prosjekter. Den sterke deltakelsen fra bedrifter sikrer at forskningsprosjekter som støttes har relevans og nytte for næringslivet.

FME

Forskningssentrene for miljøvennlig energi (FME) ble vedtatt opprettet i 2008 som en oppfølging av klimaforliket. Formålet med ordningen, som administreres av Norges forskningsråd, er å etablere tidsbegrensede forsknings­sentre med en konsentrert og langsiktig forskningsinnsats på høyt internasjonalt nivå for å løse sentrale utfordringer på energiområdet.

Sentrene finansieres med 50 prosent av Norges forskningsråd, som skal utløse 25 prosent egeninnsats fra de deltakende forskningsinstitusjoner, og minimum 25 prosent finansiering fra næringslivsaktører eller andre brukerpartnere. Brukerpartnere skal delta aktivt i senterets styring, finansiering og forskning. Målet med FME-ordningen er å løse sentrale utfordringer på energiområdet, utvikle løsninger for lavutslippssamfunnet og styrke innovasjonsevnen i næringslivet. Sentrene kan ha en varighet på inntil åtte år. Det ble i 2009 etablert åtte teknologisk rettede sentre og i 2011 tre samfunnsvitenskapelige sentre. I 2016 ble det tildelt åtte nye sentre. De nye sentrene dekker områdene vannkraft, smarte kraftnett, energieffektiv industri, miljøvennlig transport, CO₂-håndtering, solceller, biodrivstoff og nullutslippsområder i byene.

CLIMIT

CLIMIT er et nasjonalt program for forskning, utvikling og demonstrasjon av teknologier for fangst, transport og lagring av CO₂ fra fossilt basert kraftproduksjon og industri. Programmet dekker hele kjeden, fra langsiktig, kompetanseoppbyggende grunnforskning til prosjekter som demonstrerer CO₂-håndteringsteknologier. Innsatsen skal være rettet mot teknologiutvikling, men det legges også vekt på å finne muligheter for fremtidig industrialisering og verdiskaping i norsk industri.

CLIMIT er et samarbeid mellom Gassnova SF og Norges forskningsråd, der Forskningsrådet har ansvaret for forskningsdelen og Gassnova for demonstrasjonsdelen. Beslutninger om prosjektstøtte tas av et eget programstyre for CLIMIT.

Internasjonal forskningssamarbeid

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

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

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

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