M I L J Ø M ERKET Kraft til endring Try ks a€¦ · M I L J Ø M E R K E T 2 4 1 Try k s a 3 7 9 Meld. St. 25 (2015–2016) Melding til Stortinget Kraft til endring Meld. St. 25

Kraft til endring Energipolitikken mot 2030

Bestilling av publikasjoner

n

gn

Meld. St. 25(2015–2016)

Melding til Stortinget

Kraft til endring

Meld

. St. 25

(20

15

–20

16

)

Offentlige institusjoner:Departementenes sikkerhets- og serviceorganisasjoInternett: www.publikasjoner.dep.noE-post: [email protected]: 22 24 00 00

Privat sektor:Internett: www.fagbokforlaget.no/offpubE-post: [email protected]: 55 38 66 00

Publikasjonene er også tilgjengelige påwww.regjeringen.no

Omslagsillustrasjon: Hege Mykkeltveit, Selters desiInfografikk: Hege Mykkeltveit, Selters design

Trykk: 07 Aurskog AS – 04/2016

MILJØMERKET

241 Trykksak 379

Innhold

1 De fornybare energiressursene som grunnlag for klimavennlig velferd og verdiskaping ............. 5

1.1 Forsyningssikkerhet for energi, klimautfordringer og nærings-utvikling sett i sammenheng ........ 5

1.2 Styrket forsyningssikkerhet ......... 81.3 Lønnsom utbygging av fornybar

energi .............................................. 81.4 Mer effektiv og klimavennlig

bruk av energi ................................ 91.5 Næringsutvikling og industri

basert på våre fornybare energiressurser .............................. 10

Del I Norges utgangspunkt ................ 13

2 Energibruk i Norge .................... 162.1 Innledning ...................................... 162.2 Utvikling i sluttforbruk av energi

i Fastlands-Norge ........................... 172.3 Energibruk og utslipp av

klimagasser .................................... 182.4 Energibruken i ulike sektorer ...... 202.5 Nærmere om elektrisitets-

forbruket i Norge ........................... 26

3 Hovedtrekk i den norske energiforsyningen ....................... 29

3.1 Innledning ...................................... 293.2 Egenskaper ved den norske

kraftforsyningen ............................. 293.3 En markedsbasert

kraftforsyning ................................. 323.4 En fornybar kraftforsyning ........... 353.5 Et integrert kraftmarked ............... 383.6 En sikker strømforsyning ............. 423.7 Andre deler av energiforsyningen

i Norge ............................................ 46

4 Virkemidler på energiområdet 504.1 Lovverket ........................................ 504.2 Øvrige rammer for konsesjons-

behandlingen .................................. 514.3 Konsesjonsbehandling .................. 534.4 Regulering av nettvirksomheten .. 564.5 Skatter, elsertifikater og andre

ordninger ........................................ 584.6 Forskning og innovasjon ............... 604.7 Enova .............................................. 624.8 Andre virkemidler knyttet til

energibruk ...................................... 66

5 Energi og næring ......................... 695.1 Energisektorens rolle i norsk

økonomi ........................................... 695.2 Produksjon, salg og overføring

av kraft ............................................. 695.3 Energi som grunnlag for industri . 745.4 Leverandørindustrien i

energisektoren ............................... 775.5 Internasjonalisering av fornybar-

næringen ......................................... 805.6 Norges internasjonale

engasjement innen energi ............. 81

6 Europas betydning for den norske energiforsyningen ......... 83

6.1 Innledning ....................................... 836.2 Utviklingen av en energipolitikk

i EU .................................................. 856.3 Felles europeiske mål i energiog

klimapolitikken ............................... 886.4 Nærmere om EUs regelverk for

energi-, miljø og klimapolitikk ...... 92

Del II Perspektiver for energisystemet ............................. 101

7 Globale energimarkeder ........... 1047.1 Energibruk ...................................... 1047.2 Energimiksen ................................. 1057.3 Perspektiver for de globale

energimarkedene ........................... 106

8 Perspektiver for det europeiske kraftmarkedet ........ 109

8.1 Omstilling i Europa ........................ 1098.2 Trender i dagens kraftmarked ...... 1098.3 Perspektiver mot 2030 ................... 115

9 Perspektiver for energibruken i Norge ........................................... 121

9.1 Innledning ....................................... 1219.2 Perspektivene for norsk økonomi

og drivere for energibruken mot 2030 .......................................... 121

9.3 Økende elektrisitets- og effektforbruk ................................... 123

10 Perspektiver for kraftmarkedet i Norge og Norden ...................... 128

10.1 Innledning ....................................... 12810.2 Kraftoverskudd og utviklingen

i nordisk kraftproduksjon .............. 128

10.3 Sterkere tilknytning til Europa – flere kabler og et sterkere nett ..... 132

10.4 Utviklingen i kraftpriser i Norge og Norden ....................................... 135

10.5 Perspektiver for norsk og nordisk forsyningssikkerhet ....................... 136

11 Ny teknologi i det norske kraftsystemet ............................... 144

11.1 Innledning ...................................... 14411.2 Bruk av IKT i nettet ....................... 14411.3 Brukere av nettet ........................... 14811.4 IKT-sikkerhet ................................. 15111.5 Lagringsteknologier ...................... 153

12 Grunnlaget for fornybar energiproduksjon i Norge ........ 155

12.1 Ressursgrunnlag og potensial for fornybar energiproduksjon i Norge .............................................. 155

12.2 Verdien av de ulike ressursene .... 16412.3 Grunnlaget for ny kraftproduksjon

frem til 2030 .................................... 16712.4 Fornybare energiressurser til

varme- og transportformål ............ 168

13 Utviklingstrekk mot 2050 ....... 17013.1 Innledning ...................................... 17013.2 Forskning er nødvendig – de store

teknologisprangene og de små skrittene .......................................... 171

13.3 Klimaendringer – virkninger for kraftproduksjon .............................. 173

13.4 Klimaendringenes innvirkning på driftssikkerheten ............................ 174

Del III Energipolitikken mot 2030 ..... 177

14 Forsyningssikkerheten skal styrkes ........................................... 180

14.1 Innledning ...................................... 18014.2 Markedet som et viktig verktøy

for en sikker kraftforsyning .......... 18114.3 Et sterkt overføringsnett for kraft 18214.4 Ny teknologi og nye løsninger gir

fleksibilitet og økt forsyningssikkerhet ....................... 185

15 Lønnsom utbygging av fornybar energi ............................ 187

15.1 Innledning ...................................... 187

15.2 Vannkraften er ryggraden i energiforsyningen .......................... 188

15.3 Vindkraft ......................................... 19215.4 Tiltak for en mer effektiv

konsesjonsbehandling ................... 19415.5 Elsertifikater ................................... 19715.6 Opprinnelsesgarantier ................... 19815.7 Fjernvarme ...................................... 198

16 Mer effektiv og klimavennlig bruk av energi .............................. 201

16.1 Innledning ....................................... 20116.2 Enova ............................................... 20216.3 Landstrøm ....................................... 20416.4 Energibruk i bygg blir mer

effektiv ............................................. 20516.5 Et ambisiøst mål for

energieffektivisering ...................... 20716.6 Forbud mot fossil olje til

oppvarming i bygg ......................... 20916.7 Overgang fra fossile til fornybare

energikilder ..................................... 209

17 Effektiv utnyttelse av lønnsomme fornybarressurser gir grunnlag for nærings-utvikling og verdiskaping .......... 212

17.1 Innledning ....................................... 21217.2 Handel med kraft og nye

forretningsområder ........................ 21217.3 Grunnlag for økt industri-

utvikling ........................................... 21817.4 Leverandørindustrien .................... 22017.5 Internasjonalisering av fornybar-

næringen ......................................... 22117.6 Forskning, utvikling og

innovasjon av ny energiteknologi .............................. 222

17.7 Fornybar AS .................................... 22517.8 Regjeringens strategi for

CO2-håndtering .............................. 22517.9 Hydrogenstrategi ........................... 22617.10 Bruk av naturgass .......................... 227

18 Økonomiske og administrative konsekvenser ... 229

18.1 Forsyningssikkerhet ...................... 22918.2 Fornybar energi .............................. 22918.3 Næringsutvikling og verdiskaping 22918.4 Effektiv og klimavennlig bruk

av energi .......................................... 229

Meld. St. 25(2015–2016)


Kraft til endringEnergipolitikken mot 2030

Tilråding fra Olje- og energidepartementet 15. april 2016, godkjent i statsråd samme dag.

(Regjeringen Solberg)

1 De fornybare energiressursene som grunnlag for klimavennlig velferd og verdiskaping

1.1 Forsyningssikkerhet for energi, klimautfordringer og næringsut-vikling sett i sammenheng

Utviklingen av Norge til en energinasjon startetfor over hundre år siden. Grunnlaget for detmoderne Norge ble skapt da vi klarte å foredleenergien i elver og fossefall til kraft. Allerede sentpå 1800-tallet ga denne kraften grunnlag for kraft-intensiv industri, som igjen var et viktig bidrag tilutviklingen av det moderne Norge. Parallelt medutviklingen av kraftproduksjon og kraftforedlingfulgte også utviklingen av prinsipper for energifor-valtning. De overordnede prinsippene som blevedtatt med de «Castbergske konsesjonslover»allerede i 1909 er prinsipper som i stor grad gjel-der for energiforvaltningen den dag i dag.

Senere har olje- og gassressursene bidratt til ågjøre Norge til det landet vi kjenner i dag. Ener-giressursene våre vil også i fremtiden gjøre Norgetil et land med store muligheter.

Det har skjedd store endringer på energiområ-det siden siste energimelding ble lagt frem i 1999.Energimarkedene og energipolitikken i landeneomkring oss har endret seg betydelig og utviklerseg stadig. Utviklingen har også påvirket den nor-ske energiforsyningen.

I denne stortingsmeldingen gir regjeringen enbred gjennomgang av utviklingstrekk, status ogperspektiver for den innenlandske energiforsynin-gen i Norge. De fleste andre samfunnssektorerdrar nytte av en effektiv og klimavennlig energifor-syning. Disse sektorene omtales i noe grad der deter relevante grenseflater mot den innenlandskeenergiforsyningen.

Energisystemet er en sentral del av norsk øko-nomi. Det må være bærekraftig, både økonomisk,økologisk og sosialt. Verdenskommisjonen formiljø og utvikling, ledet av Gro Harlem Brundt-land, uttrykte det for 20 år siden slik: «En bære-kraftig utvikling skal ivareta den nåværende gene-rasjons behov uten å ødelegge mulighetene til kom-

6 Meld. St. 25 2015–2016Kraft til endring

mende generasjoner til å tilfredsstille sine behov».Energi inngår også i ett av FNs nye mål for bære-kraftig utvikling: «Sikre tilgang til bærekraftigenergi som alle kan ha råd til».

Energisystemet må gjøre det mulig å skapeverdier og arbeidsplasser gjennom produksjon ogforedling av energi, og sikre energitilgang for alletil en akseptabel kostnad. Samtidig må hensynettil viktige miljøverdier ivaretas. Energisystemetmå innrettes slik at det skaper mest mulig verdierfor samfunnet, til lavest mulig kostnad.

Spørsmålet om hvordan det kan skapes enenergiforsyning som er bærekraftig i et langsiktigperspektiv er sentralt i energipolitikken i mangeland. Særlig har klimautfordringen bidratt til storeendringer i mange av energisystemene i Europa,der kraftforsyningen i stor grad har vært basert påenergi fra kullkraftverk. Europeiske energimarke-der gjennomgår omstillinger som både gir nyeutfordringer og muligheter for Norge.

Elektrisitet tas i bruk på stadig nye områder,og andelen strøm i den samlede energibruken

øker i mange land. Betydningen av en sikkerstrømforsyning blir stadig viktigere for alle sam-funsfunksjoner. Overgangen til mer uregulerbarfornybar energiproduksjon, introduksjon av nyeteknologier og nye bruksområder for elektrisitet ihusholdninger og næringsliv innebærer størrekompleksitet og økte kostnader i driften av ener-gisystemene.

Paris-avtalen er den første rettslig bindendeklimaavtalen med reell deltakelse fra alle land.Avtalen vil bidra til økt innsats for utslippsreduk-sjoner, og forsterke arbeidet med klimatilpasning.Dette vil også påvirke utviklingen på energiområ-det.

Samtidig med en styrket global klimainnsats,skjer det en rask teknologiutvikling. Fallendekostnader for klimavennlige energiteknologier, ogøkt bruk av IKT, vil over tid endre energimarke-dene.

Utviklingen av lokale produksjonsteknologierog batterier, smarte styringssystemer og mereffektiv bruk av energi vil til sammen påvirke

Figur 1.1 Bygging av Glomfjord kraftverk i 1918.

Kilde: Statkraft

2015–2016 Meld. St. 25 7Kraft til endring

energisystemet på en måte det er vanskelig å for-utse i dag. Egenskapene ved de nye løsningenemå vurderes opp mot samlet nytte og kostnad forhele samfunnet.

Norge har et godt utgangspunkt i møte medutfordringene og mulighetene.

Vi har en energiforsyning med lave klimaut-slipp. Der andre land nå er i starten på sin omstil-ling til en mer klimavennlig energiforsyning, ernorsk kraftsektor nær utslippsfri. Med sammetype kraftproduksjon som i Europa, ville klima-gassutslippene fra den norske kraftsektoren til-svart nesten halvannen ganger dagens samledeutslipp i Norge. Vi har en stor industri medutgangspunkt i vannkraft, og vi bruker fornybarstrøm i husholdningene og deler av transportsek-toren.

Vi øker andelen fornybar energi i vår samledeenergibruk. Norges fornybarandel, slik dette reg-nes etter fornybardirektivet, har vokst fra 58 pro-sent i 2004 til 69 prosent i 2014. Norge harsammen med Island den høyeste fornybarandeleni Europa. Energibruken har også blitt mer effek-tiv: Energiintensiteten (energibruk/BNP) i dennorske økonomien har sunket med over 40 pro-sent siden 1990. Befolkningen har vokst, og dethar vært sterk vekst i økonomien. Samtidig varnetto innenlands energibruk i 2014 på samme nivåsom i 1998.

Vi har en effektiv energiforsyning. Norge vartidlig ute med markedsreformer i kraftsektoren,og det første landet som åpnet for markedsadgangfor husholdningene. I år er det er 25 år siden Stor-tinget vedtok energiloven, og kraftsektoren blederegulert. Det er 20 år siden Norge og Sverigeetablerte felles kraftmarked. Siden har Danmarkog Finland kommet til. Den tette sammenkoblin-gen av de nordiske kraftsystemene gjør at vi eravhengige av hverandre for å bevare et effektivtkraftmarked og god forsyningssikkerhet. I WorldEnergy Outlook for 2015 fremhever Det internasjo-nale energibyrået (IEA) det nordiske kraftmarke-det som en viktig årsak til at landene i Norden detsiste tiåret har opplevd jevn økonomisk vekst utentilsvarende vekst i klimagassutslipp.

Vi har store fornybare energiressurser og mulig-heter for å ta de i bruk. Vannkraften er både forny-bar, og den viktigste av få fornybare energikildermed stor grad av regulerbarhet. Den store maga-sinkapasiteten har lenge vært Norges batteri, somtil lav kostnad kan lagre energi over korte oglange tidsrom. Den regulerbare vannkraften giross gode muligheter til også å utnytte andre forny-

bare energikilder, og likevel opprettholde stabili-teten i kraftsystemet.

Vi har et velutbygd overføringsnett som dekkerhele landet. Kraftsystemet består av mange kraft-verk av forskjellig størrelse over hele landet.Dette har lagt grunnlaget for et velutbygd over-føringsnett, som i dag effektivt kan overføre krafttil alle sluttbrukere.

Vi er tidlig ute i å ta i bruk nye løsninger. IKTer et viktig verktøy i driften av kraftsystemet. Idriften av kraftnettet benyttes IKT og avansertekontrollsystemer. I løpet av få år vil også sluttbru-kere være en del av dette, gjennom innføringen avAMS (avanserte måle- og styringssystemer). AMSvil gjøre det enklere å følge med på egen bruk avenergi og effekt, og tilpasse strømforbruket tilprissvingninger. Nye markeder og teknologier vilforme hvordan vi produserer og bruker energi.

Også i Norge vil vi stå ovenfor utfordringer påenergiområdet i årene fremover. Befolkningen vilfortsette å vokse mot 2030 og 2050. Industrien ognæringslivet skal videreutvikles, og nye næringervil komme til. En effektiv og klimavennlig energi-forsyning skal gi grunnlag for fortsatt vekst ogvelferd. Endringene i de internasjonale energi-markedene vil påvirke oss, og kan utfordre bådeenergiforsyningssikkerheten og lønnsomheten ienergisektoren. Vi må forvente at deler av ener-gisystemet vårt over tid vil se annerledes ut enn idag.

Norge har kraft til endring. De fornybare ener-giressursene og den velfungerende energisektorener konkurransefortrinn for Norge. Vi skal legge tilrette for å modernisere energisystemet og tilpassevirkemidler og rammebetingelser til markeder istor endring. Utformingen av energipolitikken måpå god måte ta hensyn til energiforsyningssikker-heten, klimautfordringene, natur og miljø og verdi-skaping. Vi kan erstatte bruk av fossile energikil-der i bygg, transportsektoren og industrien medfornybar energi. Regjeringen vil legge til rette foren fortsatt effektiv, klimavennlig og sikker energi-forsyning i Norge. Oppgavene må løses på måtersom gir mest mulig verdier for samfunnet, til lavestmulig kostnad.

Regjeringen vil prioritere fire hovedområderfor energipolitikken mot 2030– styrket forsyningssikkerhet– lønnsom utbygging av fornybar energi– mer effektiv og klimavennlig bruk av energi– næringsutvikling og verdiskaping gjennom

effektiv utnyttelse av lønnsomme fornybarres-surser.


1.2 Styrket forsyningssikkerhet

Et godt fungerende kraftmarked er avgjørende forforsyningssikkerheten for strøm. Samtidig harmyndighetene en rekke virkemidler som ogsåpåvirker hvordan forsyningssikkerheten utviklerseg. Sentrale myndigheter konsesjonsbehandlerkraftlinjer og produksjonsanlegg. Det gis tilskuddtil visse typer produksjon. Myndighetene brukeravgifter, støtteordninger og regulerer nettariffene.Byggeforskriftene påvirker utviklingen i energi-bruken. Beslutninger om hvordan vi bygger, eta-blerer infrastruktur, eller investerer i industrivirk-somhet legger føringer for fremtidens energisys-tem.

I Norge er forsyningssikkerheten i stor gradknyttet til kraftsystemets evne til å kontinuerliglevere strøm til sluttbruker. Strømforbruket varie-rer over døgnet, året og mellom år. Nedbør, vindog solinnstråling, som er grunnlaget for produk-sjonen av fornybar kraft varierer også, men ikkepå samme måte som forbruksprofilene. Kraftsys-temet må være i stand til å håndtere variasjonene.

Fleksibilitet på produksjonssiden og forbruks-siden er gunstig for forsyningssikkerheten. Detsamme er reguleringsmagasiner for vannkraft ogutenlandshandelen med strøm. Fremover kan nyeteknologier brukes til å styre energibruken istørre grad enn i dag. Det er prissignalene som eravgjørende for hvilke elementer i den kortsiktigefleksibiliteten som blir utnyttet.

Samfunnets krav til forsyningssikkerhet forenergi er økende. Den økonomiske og teknolo-giske utviklingen har gitt oss økt velferd og nyemuligheter. Stadig flere har elbiler, induksjonstop-per og annet elektrisk utstyr som bidrar til øktbehov for elektrisk effekt. Samtidig som vi hargod tilgang på energi, må vi legge til rette for atden økende etterspørselen etter effekt kan hånd-teres på en god måte.

Regjeringen mener at driften av kraftsystemetog krafthandelen så langt som mulig må baserespå markedsmessige løsninger. Effektive marke-der gir riktige prissignaler om knapphet og over-skudd av produksjon, nett og forbruk, og leggertil rette for god ressursutnyttelse, innovasjon ogforsyningssikkerhet.

Regjeringen vil legge til rette for et sterkt over-føringsnett for strøm. Alle viktige samfunnsfunk-sjoner, næringsliv og husholdninger er avhengigeav en pålitelig strømforsyning. Derfor må vi sørgefor at strømnettet blir vedlikeholdt og bygget utfor å møte fremtidens utfordringer. Det pågårstore investeringer i overføringsnettet nå. Dettebidrar til å styrke forsyningssikkerheten.

Regjeringen vil legge til rette for at utviklingenav nye teknologier og nye markedsløsninger skalbidra til å styrke forsyningssikkerheten. Avan-serte måle- og styringssystemer (AMS) og smartstyring av energibruken kan bidra til å dempebehovet for investeringer i kraftnettet. Myndighe-tenes reguleringer skal legge til rette for at nye,effektive løsninger kan bidra til forsyningssikker-heten i fremtidens energisystem.

Regjeringen ønsker å styrke det nordiske sam-arbeidet på energiområdet, både i samarbeidetom forsyningssikkerhet og med tanke på felles til-nærming til prosesser i EU på energiområdet.Energipolitikken i EU påvirker rammene for ener-gisystemet vårt. Det er derfor viktig å føre enaktiv politikk i de mange energipolitiske proses-sene i EU.

1.3 Lønnsom utbygging av fornybar energi

Regjeringen vil legge til rette for lønnsom produk-sjon av fornybar energi i Norge. Dette bør i størstmulig grad skje i et kraftmarked der kraftproduk-sjon bygges ut etter samfunnsøkonomisk lønn-somhet. På den måten kan vi utnytte de fornybareenergiressursene våre på en måte som skapermest mulig verdier for samfunnet, til lavest muligkostnad. Regjeringen fortsetter også innsatsen forå bidra til utvikling og bruk av nye teknologier forfornybar energi.

Den store regulerbare vannkraften vil fortsattvære ryggraden i energisystemet vårt. Vannkraft-produksjon er viktig i et europeisk klimaperspek-tiv, og gjør at vi opprettholder forsyningssikkerhe-ten i det norske og nordiske kraftsystemet.

Konsesjonspolitikken for ny vannkraft etter2020 må i større grad vektlegge evnen til å produ-sere når behovet er størst. Dette blir enda vikti-gere når en større andel av kraftproduksjonenikke er regulerbar. Det er viktig å ta vare på ogutvikle kraftverk som har disse egenskapene.

Det er av stor verdi for kraftsystemet vårt atvannkraften som allerede er bygd ut oppretthol-des og videreutvikles. En stor del av norsk vann-kraftproduksjon er bygd i årene etter krigen og tilslutten på 1980-tallet. Det er derfor et betydeligbehov for vedlikehold og reinvesteringer frem-over.

Regjeringen ønsker en mer effektiv konse-sjonsbehandling, og foreslår at Samlet plan forvassdrag avvikles.

Olje- og energidepartementet sikter på å opp-nevne en ekspertgruppe som skal gi anbefalinger


om omlegging av ordningene med konsesjons-kraft og -avgift for vannkraft. Formålet er å oppnåen effektiv og samfunnsmessig rasjonell utnyt-telse av vannkraftressursene på en bedre måte.

Regjeringen vil øke oppmerksomheten omvannkraftreguleringenes bidrag til flomdemping.Klimaendringer gjør dette perspektivet viktigereenn før.

Regjeringen vil legge til rette for miljøforbe-dringer i vassdrag med eksisterende vannkraftut-bygging, blant annet som en oppfølging av vanndi-rektivet. Vannkraften representerer en betydeligmiljøpåvirkning i norske vassdrag. De miljøforbe-dringer som kan oppnås må veies opp mot taptkraftproduksjon og reguleringsevne. De nær-meste årene vil det bli behandlet flere saker omrevisjon av vilkår i eldre vassdragsreguleringskon-sesjoner.

Regjeringen legger til grunn at det er viktig åbevare et representativt utvalg av den norske vass-dragsnaturen. Verneplan for vassdrag ligger ihovedsak fast. I særskilte tilfeller med vesentligsamfunnsnytte, for eksempel i form av vesentligflom- og/eller skreddempende effekt, og aksepta-ble miljøkonsekvenser, bør det kunne åpnes forkonsesjonsbehandling av vannkraftverk i vernedevassdrag. For å opprettholde helheten i vassdrags-vernet, vil regjeringen gå inn for å styrke verne-verdier i enkelte vassdrag som inngår i Verneplanfor vassdrag gjennom områdevern etter naturm-angfoldloven.

Regjeringen vil legge til rette for en langsiktigutvikling av lønnsom vindkraft i Norge, og en poli-tikk som demper konflikter og bidrar til at debeste vindkraftlokalitetene blir valgt. Olje- ogenergidepartementet vil derfor utarbeide ennasjonal ramme for konsesjonsbehandling avvindkraft på land. Det tas også sikte på å klargjørehvilke havområder det kan være aktuelt å åpne forsøknader om konsesjon for vindkraft til havs.

Regjeringen vil ikke innføre nye mål underelsertifikatsystemet etter at fristen for det eksis-terende systemet løper ut i 2021. De senere årenehar subsidieordninger vært avgjørende for inves-teringer i ny energiproduksjon. Det har samtidigvært krevende for aktørene i kraftmarkedet åfinne lønnsomhet i investeringer i ny produksjons-kapasitet. Et velfungerende marked vil gjennomkraftprisene gi effektive signaler om verdien avproduksjon og langsiktige investeringer.

Elsertifikatmarkedet er medvirkende til situa-sjonen i det nordiske kraftmarkedet. Elsertifika-tordningen bidrar til å øke den fornybare kraftpro-duksjonen, men stimulerer ikke nevneverdig tilteknologiutvikling. Ordningen innebærer støtte til

kjent teknologi, for eksempel vindkraftverk ogsmå vannkraftverk. Regjeringen vil legge til rettefor lønnsom utnyttelse av de fornybare energires-sursene våre, og samtidig støtte opp under utvik-ling av ny energiteknologi.

Departementet vil fremme norske synspunk-ter i EUs arbeid med revisjon av fornybardirekti-vet. Det er viktig å unngå at ordningen med opp-rinnelsesgarantier virker villedende når det gjel-der sammenhengen mellom produksjon og for-bruk av strøm.

1.4 Mer effektiv og klimavennlig bruk av energi

Store deler av energiforsyningen vår er alleredebasert på fornybare energikilder. Norge har i dagen tilnærmet utslippsfri kraftsektor. Bruk avenergi i transport, industri, olje- og gassutvinningog til oppvarming gir imidlertid fortsatt utslipp avklimagasser. Regjeringen vil utvikle og tilrette-legge for en mer effektiv og klimavennlig bruk avenergi.

Enova

Enova er, i samspill med det øvrige virkemiddelap-paratet, et sentralt virkemiddel i utviklingen avfremtidens energisystem og lavutslippssamfun-net. Enova har fått nye oppgaver og økte bevilg-ninger.

Regjeringen legger opp til at Enovas overord-nede mål skal være reduserte klimagassutslipp ogstyrket forsyningssikkerhet for energi, samt tek-nologiutvikling som på lengre sikt også bidrar tilreduserte klimagassutslipp.

Enova kan rekruttere prosjekter fra alle sekto-rer. Prosjekter som gir reduserte klimagassut-slipp prioriteres. Dette inkluderer også teknolo-giprosjekter som kan gi reduserte klimagassut-slipp globalt.

Regjeringen har gitt Enova i oppdrag å bidra tilreduserte klimagassutslipp i transportsektoren.Det finnes flere virkemidler på dette området.Enovas innsats fungerer i samspill med det øvrigevirkemiddelapparatet. Utvikling av ny energi- ogklimateknologi i industrien er også et viktigarbeidsområde for Enova. De siste årene harEnova støttet en rekke nyskapende prosjekter iindustrien, blant annet innen kobberproduksjon,aluminiumsproduksjon, biokullproduksjon og nysmelteverksteknologi som tilrettelegger for brukav hydrogen i stedet for kull.


Regjeringen ønsker å dreie oppmerksomheteni energipolitikken fra støtte til kjente produksjons-teknologier, over mot innovasjon og utvikling avnye energiog klimaløsninger. Enovas virkemid-ler skal være utløsende for prosjekter, og de skalsikte mot varige markedsendringer.

Regjeringen vil at Enova fortsatt skal ha storfaglig frihet til å utvikle virkemidler og tildelestøtte til enkeltprosjekter. Departementets over-ordnede styring gjennom fireårige avtaler hargjort det mulig for Enova å utnytte kunnskapenom de relevante markedene til å utvikle stadig nyesatsingsområder. Regjeringen legger opp til atOlje- og energidepartementet inngår ny avtalemed Enova for perioden 2017–2020 basert på deneksisterende styringsmodellen.

Energieffektivisering

Regjeringen vil legge til rette for fortsatt energief-fektivisering. I Norge bidrar energieffektiviseringi mindre grad til reduserte klimagassutslipp enn iland der energiforsyningen i større grad er basertpå kullkraft og andre fossile energikilder. Effektivbruk av energi kan likevel bidra til et økonomiskog miljømessig bærekraftig energisystem.

Regjeringen foreslår å fastsette et ambisiøst ogkvantifiserbart nasjonalt mål for energieffektivise-ring, og ønsker å fastsette et mål om å redusereenergiintensiteten (energibruk/BNP) med 30prosent innen 2030. Målet skal bidra til at vi lyk-kes i å effektivisere bruken av energi ytterligere.

Byggeforskriftene og Enovas virksomhet erviktige virkemidler for å bedre energieffektivite-ten i bygg. Energikravene i byggteknisk forskrift(TEK 15) er skjerpet. Nye bygg vil bli om lag 20–25 prosent mer energieffektive enn det som varkravet tidligere. Samtidig nærmer vi oss engrense der ytterligere innskjerping av energikra-vene kan være uhensiktsmessig med dagens kost-nadsnivå og teknologier.

Regjeringen vil etablere en egen strategi forsatsing på hydrogen. Hydrogen kan komme til åspille en større rolle enn i dag i fremtidens ener-gisystem.

Regjeringen arbeider med utforming av et for-slag til forbud mot fyring med fossil olje i hushold-ninger og til grunnlast i øvrige bygg i 2020. Regje-ringen vurderer om forslaget til forbud også børomfatte spisslast i alle bygg, og vil samtidig vur-dere virkemidler for å fase ut bruken av fossil oljei fjernvarme.

1.5 Næringsutvikling og industri basert på våre fornybare energires-surser

Regjeringen er opptatt av at fornybarnæringen iNorge i seg selv utgjør en viktig næring. Nærin-gen sysselsetter totalt om lag 20 000 årsverk i helelandet, inkludert sysselsettingen innen nettvirk-somheten. Leveransene av fornybar energi ergrunnleggende for positiv utvikling i annen indus-tri og næringsliv. Vannkraften har i over hundre årlagt grunnlaget for industriutviklingen og norskvelferd. Fornybarnæringen vil fortsette å være ensentral næring i den videre overgangen til mer kli-mavennlig energibruk i Norge og Europa.

Regjeringen vil legge til rette for at vi kan vide-reutvikle og fortsatt dra nytte av konkurransefor-trinnene de fornybare energiressursene gir oss.Velfungerende markeder skal gi effektiv utnyt-telse av lønnsomme fornybarressurser som girgrunnlag for næringsutvikling og verdiskaping.Den regulerbare vannkraften, utstrakt bruk avelektrisitet til mange formål og en tidlig mar-kedsomlegging av kraftsektoren gir fortrinn i etEuropa som skal gå i samme retning.

Den gode tilgangen til fornybar kraft har lagtgrunnlaget for en betydelig energiforedlendeindustri i Norge. Regjeringen vil bygge på dette iutviklingen av nye markeder med energitjenester,ny teknologi og nye energiintensive produkter. Vimå fortsette å ta kraften i bruk, og vi skal brukeden mest mulig effektivt.

Regjeringen ønsker å sikre at industrielleeiere av vannkraft, innenfor dagens konsolide-ringsmodell, kan ivareta sitt behov for forutsigbarkrafttilgang også i fremtiden. Regjeringen har der-for fremmet Prop. 96 L (2015–2016) med forslagtil endringer i industrikonsesjonsloven. Forslagetgir industrien muligheter og langsiktig tilgang påkraft.

Regjeringen vil styrke forbindelsene til deeuropeiske energimarkedene og legge forholdenetil rette for lønnsom utnyttelse av den regulerbarevannkraften. Formålet er å bidra til økt lønnsom-het for kraftproduksjon og -handel. Utenlandsfor-bindelsene til Storbritannia og Tyskland vil knyttenorsk vannkraft direkte til nye markeder. Hande-len med kraft gir produsentene tilgang til nye mar-keder og gir inntjening i form av flaskehalsinntek-ter.

Regjeringen vil legge til rette for at et mermangfoldig aktørbilde og økt konkurranse skalbidra til rasjonell utvikling av overføringsforbin-delsene til utlandet. Regjeringen har derfor frem-met en stortingsproposisjon med forslag om at


også andre enn Statnett kan eie og drive uten-landsforbindelser for kraft.

Regjeringens styrkede satsing på Enovautover klimaforliket bidrar til gode betingelser formoderne kraftintensiv industri i Norge. Industriog myndigheter samarbeider om å utnytte fortrin-nene den fornybare energien og vår industriellekompetanse gir oss. Regjeringen legger også tilrette for ny industrivirksomhet, og har foreslått åinnføre redusert sats i el-avgiften for store data-senter og skip i næringsvirksomhet.

Regjeringen arbeider for å skape en mestmulig sømløs virkemiddelbruk mellom ulike insti-tusjoner og programmer i innovasjonskjeden. Inn-ovasjon Norge, Forskningsrådet, Enova ogGassnova utgjør utgjør til sammen et sterkt virke-middelapparat. Fremtidig verdiskaping avhengerav evnen vår til videre innovasjon og kunnskapsut-vikling.

Regjeringen vil bygge videre på strategiensom er utarbeidet av næringsaktører, forsk-ningsinstitusjoner og offentlige myndigheter gjen-nom Energi 21. Vannkraft og fleksible ener-

gisystemer trekkes spesielt frem som to sentraleområder som kan danne grunnlag for stor verdi-skaping. Norge har også sterke miljøer på utvik-ling av aluminiumsteknologi, silisiumteknologi,leverandører av teknologi og løsninger på offs-hore vind, energieffektivisering i industri og byggog CO2-håndtering.

En energipolitikk som legger til rette for lønn-som utbygging av fornybar energi, og en klimapo-litikk som priser utslipp slik at fossil energi fort-setter å bli gradvis faset ut, bidrar til en effektivovergang fra fossile til fornybare energikilder.Politikken bygger videre på innsatsområdene somomtales i Meld. St. 13 (2014–2015) om ny utslipps-forpliktelse for 2030 – en felles løsning med EU.

Regjeringen legger i denne stortingsmeldin-gen frem en helhetlig energipolitikk, som samletskal bidra til forsyningssikkerhet, næringsutvik-ling og mer effektiv og klimavennlig energibruk.Politikkutformingen på alle disse områdene skallegge til rette for en fortsatt overgang fra fossil tilfornybar energi.

Del INorges utgangspunkt


Innledning

Norge er et relativt tynt befolket land i en kjøligklimasone med mye fjell, nedbør og en lang kyst-linje. Disse kjennetegnene bidrar i stor grad til åforklare forskjellene mellom energisystemene iNorge og andre land. Det mest særegne med detnorske energisystemet er at det brukes mye elek-trisitet, og at nesten all elektrisiteten kommer fraren, utslippsfri vannkraft. Energimiksen i de flesteandre land har større innslag av andre energikil-der, for eksempel gass og olje, og en elektrisitets-produksjon som i mye større grad baserer seg påvarmekraft.

Energikildene som brukes i varmekraftverk(kull, gass, olje, biobrensel) kan stort sett anskaf-fes når det er behov for det. Tilgang på vann tilelektrisitetsproduksjon i Norge i stor grad avhen-ger av værforhold. Tilsiget kan variere både mel-lom sesonger og år. En stor andel av den norskeproduksjonskapasiteten er tilknyttet vannmagasi-ner som kan lagre vannet slik at det kan brukesnår behovet er størst. Magasinkapasiteten utgjørom lag tre fjerdedeler av årlig norsk elektrisitets-produksjon og er en viktig brikke i det norskeenergisystemet.

Tilgangen på relativt billig vannkraft har for-met energibruken vår, og Norge er i dag mer elek-trifisert enn de fleste andre land. Norge har enstor kraftintensiv industri, og elektrisitet blir i myestørre grad enn i andre land benyttet til oppvar-ming av bygninger og tappevann. Bruken av for-nybar elektrisitet gjør at det er lave klimagassut-slipp knyttet til norsk stasjonært energibruk.

Energiforsyningen i Norge inkluderer i prin-sippet utvinning, foredling, transport og salg av

energivarer. Den brede definisjonen inkludererdermed også olje- og gassindustrien. Denne stor-tingsmeldingen handler i all hovedsak om energi-forsyningen innenlands.

Investeringene som er gjort i energiforsynin-gen utgjør store verdier. Vannkraftutbyggingenstartet allerede på slutten av 1800-tallet. De storeutbyggingene fant sted etter krigen og ut på 1980-tallet. Helt siden vannkraftepoken startet i Norgehar det vært et ønske om at vannkraften skulletjene flere formål. Kraftforsyning til industri,næringsliv og husholdninger skulle bidra tilindustrialisering, samfunnsutvikling og vekst.

Elektrisitet er i dag en viktig innsatsfaktor iverdiskapning i andre næringer. Særlig i den kraf-tintensive industrien er kraft en nødvendig inn-satsfaktor i produksjonen. De kraftintensiveindustriene har vært svært viktige for utviklingenav distriktene og lokal verdiskapning og sysselset-ting.

Overføringsnettet for strøm ivaretar en av degrunnleggende funksjonene i kraftforsyningen,og er en helt sentral infrastruktur i ethvertmoderne samfunn. Nettets funksjon er å transpor-tere elektrisk kraft fra produsenter til forbrukere.Det må være nok energi tilgjengelig til å møte for-bruket på ethvert tidspunkt, og kraftnettet må hastor nok kapasitet til å dekke forbruket også på dekaldeste dagene.

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


2 Energibruk i Norge

2.1 Innledning

Energibruken i Norge påvirkes av en rekke for-hold. Årlige variasjoner i energibruken skyldesgjerne svingninger i værforhold og i priser påenergi og energiintensive varer og tjenester. Merlangsiktige endringer har sammenheng medbefolkningsvekst og demografisk utvikling, ognivå og sammensetning på den økonomiske vek-sten. Økonomisk aktivitet krever økt innsats avenergivarer. Høyere inntekter gir økt etterspørseletter varer og tjenester fra forbrukerne, som igjenfører til økt energibruk i andre deler av økono-mien.

Befolkningsutviklingen påvirker energibrukendirekte og indirekte. Jo flere mennesker i landet,desto større blir arbeidsstyrken, og dermed ogsåproduksjonen av varer og tjenester som bidrar til åøke energibehovet. En større befolkning betyrogså at samlet etterspørsel etter energitjenesterfra husholdningene øker, både til transport, opp-varming og bruk av elektrisk utstyr. Flere men-nesker krever flere skoler, barnehager og helse-tjenester, som bruker energi til oppvarming ogutstyr. Også sammensetning og spredning avbefolkningen har betydning for energibruken.Sentralisering innebærer typisk at flere bor i leilig-heter, noe som betyr mindre boareal og dermedlavere oppvarmingsbehov per person. Energibe-

hovet til transport blir også mindre ved sentralise-ring som følge av kortere reiseavstander

Næringsstrukturen er av stor betydning forutviklingen i energibruken. Endringer fra nærin-ger med høy energiintensitet til næringer medlavere energiintensitet trekker i retning av redu-sert energibruk. Teknologiutvikling påvirkerenergibruken ved at produksjonsprosesser ogprodukter blir mer energieffektive.

En stor del av energibruken i Norge går tiloppvarmingsformål, særlig i tjenesteytende sek-tor og husholdninger. År med kalde vintre førerdermed til høyere energibruk. Høyere energipri-ser bidrar normalt til å begrense forbruket.Offentlig regulering og virkemidler påvirker ogsåenergibruken på kort og lang sikt.

Denne stortingsmeldingen omhandler innen-landsk energi, og vil dermed i all hovedsak foku-sere på netto innenlandsk sluttforbruk. Det vil siat meldingen ikke omhandler energibruk på sok-kelen, energi brukt som råstoff eller energi brukti energiproduserende næringer.

Elektrisitet har en stor rolle i det norske ener-gisystemet, men spiller sammen med en rekkeandre energibærere. Figur 2.1 gir et øyeblikks-bilde av det norske innenlandske energisystemet.Figuren viser at elektrisitet utgjør om lag halvpar-ten av energibruken i Fastlands-Norge, men også

Boks 2.1 Definisjoner

– Samlet norsk energibruk omfatter energibrukinnenlands og på norsk sokkel1. I 2014 lådette på om lag 305 TWh.

– Innenlandsk energibruk viser til energibruk ifastlands-Norge og ekskluderer dermedenergibruk på sokkelen, men inkludererråstoff, kraft fra land og sjøfart fordi drivstof-fet omsettes på land. I 2014 lå dette på om lag258 TWh.

– Netto innenlandsk sluttforbruk av energiomfatter energien som leveres til sluttforbru-kere innenlands, justert for tap i omformingog overføring av energi. I SSBs statistikk fin-

nes denne mengden i Energibalansen, og lå i2014 på 209 TWh.

– Intensitet: Energiintensiteten angir hvor myeenergi som brukes for hver enhet av en gittstørrelse, for eksempel befolkning eller pro-duksjon. Et mål på energiintensiteten i øko-nomien kan være energibruk per BNP. Til-svarende er utslippsintensiteten i energibru-ken et uttrykk for utslipp per enhetenergibruk.

1 Utenriks luft- og sjøfart omfattes ikke.


at fossile energikilder utgjør en betydelig andel,særlig til transportformål og i industrien.

2.2 Utvikling i sluttforbruk av energi i Fastlands-Norge

I løpet av de siste 25 årene har befolkningen iNorge vokst med 20 prosent, og verdien av dennorske økonomien1 har nesten doblet seg. Isamme tidsrom har sluttforbruket av energi i fast-lands-Norge2 vokst med 10 prosent.

Mesteparten av veksten i energibruken idenne perioden fant sted før årtusenskiftet, jf.figur 2.2. Frem til 1999 vokste energibruken jevntover i alle sektorer av fastlandsøkonomien. Etterdette har veksten i energibruken i husholdnin-gene flatet ut, og energibruken i industrien gått

ned. Netto innenlandsk sluttforbruk av energi var209 TWh i 2014, på nivå med forbruket i 2000.

Særlig to faktorer forklarer denne utviklingen.Økonomien som helhet har skiftet mot mindreenergiintensive aktiviteter, der det kreves mindreenergi per produsert enhet. Tjenesteytendenæringer har vokst, og industrisektorens andel avøkonomien har blitt relativt mindre.

Samtidig har det skjedd en effektivisering avenergibruken. Teknologisk utvikling i retning avmer energieffektive maskiner og apparater, over-gang fra fossile energikilder til elektrisitet, og mål-rettede tiltak for å forbedre energieffektivitetenhar trolig bidratt til lav vekst i energibruken.

Veksten i økonomien generelt, og i det privatekonsumet spesielt, har medført økende energi-bruk knyttet til transport av personer og varer. Imotsetning til øvrige sektorer har energibruk tiltransport vokst jevnt siden 1990. Energibruken i2014 var 37 prosent høyere enn i 1990. Økt brukav diesel, sammen med generell teknisk frem-gang, har imidlertid bidratt til å gjøre energibru-

Figur 2.1 Illustrasjon av Energisystemet i Fastlands-Norge.

Tykkelsen på pilene er dimensjonert etter faktiske størrelser. For at også de tynneste pilene skal være synlige er de gjort noestørre en den faktiske mengden skulle tilsi.Kilde: SSB/NVE/OED

Energisystemet i Norge

PRODUKSJON DISTRIBUSJON FORBRUK

Olje

Kull

Husholdninger

Tjenesteytende

næring

Industri

Jordbruk/fiske/annet

Transport

Varmepumper

Fjernvarme

Elektrisitet

Regulerbar vannkraft

Uregulerbar vannkraft

Vindkraft

Solkraft

Omgivelsesvarme

Avfall

Bioenergi

Gass

Varmekraft

1 Målt som vekst i BNP for fastlands-Norge fra 1990 til 2014.2 Målt ved netto innenlandsk sluttforbruk uten råstoff.


ken mer effektiv. Det ble brukt mindre energi perpersonkilometer og tonnkilometer i 2014 enn i1990.3

Samlet sett har utviklingen de siste 25 åreneført til at den norske økonomien gradvis har blittmindre energiintensiv. Figur 2.3 viser at energi-intensiteten i norsk økonomi har sunket med over40 prosent siden 1990. Dette tyder på en svakerekobling mellom de underliggende trendene forøkonomisk vekst og energibruk i Norge de siste25 årene.

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

Også energibruken i husholdningene visersamme utviklingstrekk. Gjennomsnittlig energi-bruk per person i husholdningene har gått nedgjennom perioden, og var i 2014 lavere enn i 1990.Denne utviklingen har funnet sted på tross av atdet stadig blir færre personer per husholdning, atboligarealet per person har økt og at verdien påprivat konsum har mer enn doblet seg. Mer ener-gieffektive apparater, strengere byggeforskrifterog økt bruk av elektrisitet og varmepumper tiloppvarming har bidratt til å redusere energibru-ken i husholdningene.

2.3 Energibruk og utslipp av klimagasser

Norges innenlandske energibruk er forbundetmed lavere utslipp enn i mange andre land, ogsånår olje- og gassektorens utslipp fra energibrukinkluderes jf. figur 2.4. Dette skyldes at norskelektrisitetsproduksjon er fornybar og at Norgehar en stor andel elektrisitet i sluttforbruket sam-menliknet med andre land. Samlede norskeutslipp av klimagasser var 53,2 mill. tonn CO2-ekvivalenter i 2014, opp fra 51,9 mill. tonn CO2-ekvivalenter i 1990. Utslippene forbundet medinnenlandsk energibruk var 34,9 mill. tonn CO2-ekvivalenter i 2014. De resterende utslippene erknyttet til olje- og gassutvinning (14,7 mill. tonnCO2-ekvivalenter) og energiproduksjon, inkludertraffinering (3,6 mill. tonn CO2-ekvivalenter).

I perioden 1990–2014 økte netto innenlandsksluttforbruk inkludert råstoff med over 14 pro-sent, samtidig som de tilhørende utslippene gikkned med nesten 16 prosent, jf. figur 2.4a. Utslip-pene per enhet energibruk har dermed avtatt medover 26 prosent siden 1990. Dette gjenspeiler atsammensetningen av energibærere har endretseg. Bruken av energibærere som er forbundetmed lite utslipp eller som er karbonnøytrale, sliksom elektrisitet, fjernvarme og bioenergi, har økteller ligger fast. En konvertering fra fossil energi-kilder til elektrisitet innebærer både en effektivi-sering av energibruken gjennom forbedret vir-kningsgrad, og reduserte utslipp. I tillegg har for-bruket av fossile energikilder endret sammenset-

3 Personkilometer angir summen av reiselengde x antall per-soner transportert. Totalt antall tonnkilometer er summenav reiselengde x antall tonn godsmengde transportert.

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

Kilde: SSB

160

170

180

190

200

210

220

230 19

90

1991

1992

1993

1994

1995

1996

1997

1998

1999

2000

2001

2002

2003

2004

2005

2006

2007

2008

2009

2010

2011

2012

2013

2014

TWh


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

Kilde: SSB

-60 %

-40 %

-20 %

0 %

20 %

40 %

60 %

80 %

100 % 19

90

1992

1994

1996

1998

2000

2002

2004

2006

2008

2010

2012

2014

-10 %

-5 %

0 %

5 %

10 %

15 %

20 %

25 %

1990

1992

1994

1996

1998

2000

2002

2004

2006

2008

2010

2012

2014

BNP fastlands-Norge

Netto innenlandsk sluttforbruk

Energiintensitet Fastlands-Norge

Befolkning

Netto innenlandsk sluttforbruk

Energibruk per innbygger

A B

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

Kilde: SSB, Eurostat

-40 %

-30 %

-20 %

-10 %

0 %

10 %

20 %

30 %

1990

1991

1992

1993

1994

1995

1996

1997

1998

1999

2000

2001

2002

2003

2004

2005

2006

2007

2008

2009

2010

2011

2012

2013

2014

Netto innenlandsk forbruk m/ råstoff Fastlandsutslipp

Utslipp per energienhet

A B

0

0,05

0,1

0,15

0,2

0,25

0,3

0,35

0,4

Norge

utslipp per energienhet

EU-28


ning. Bruken av kull og koks og de tyngste petro-leumsprodukter har avtatt, mens gass- ogdieselforbruket har økt.

Av de ulike sektorene er det transportsektorensom står for de største utslippene, etterfulgt avindustrien, jf. figur 2.5. Transportsektoren hadde i2014 utslipp på 13,6 mill. tonn CO2-ekvivalenter.Disse utslippene er utelukkende forbundet medfossil energibruk. Sektoren hadde til sammen-likning et energibruk på 56,4 TWh, som gir enutslippsintensitet på om lag 0,24 kg CO2-ekviva-lenter per kWh.

Utslippene fra industrien var i 2014 på 9,8 mill.tonn CO2-ekvivalenter, med en tilhørende energi-bruk inkludert råstoff på 88,8 TWh. Av dette er

2,8 mill. tonn CO2-ekvivalenter forbundet medenergibruk. Dette gir en utslippsintensitet på omlag 0,023 kg CO2-ekvivalenter per kWh, og gjen-speiler at en stor del av energibruken er elektrisk.

Jordbruk og fiske utgjør den tredje største kil-den til utslipp av klimagasser forbundet med slutt-forbruk. Til sammen var utslippene i 2014 6,2 mill.tonn CO2-ekvivalenter. Størstedelen av disseutslippene var imidlertid prosessutslipp, jf. boks2.3. De resterende utslippene på 1,8 millioner tonnCO2-ekvivalenter er nært forbundet med energi-bruk og stammet fra maskiner, redskaper ogfiskefartøy. Energibruken knyttet til de sistnevnteutslippene var i 2014 på 8,1 TWh. Dette gir enutslippsintensitet på om lag 0,22 kg CO2-ekviva-lenter per kWh, og gjenspeiler den utstrakte bru-ken av petroleumsprodukter i denne sektoren.

De to sektorene der energibruk fører til minstutslipp er tjenesteyting og husholdninger. Dissesektorene bruker nesten utelukkende elektrisi-tet, bioenergi og fjernvarme. Energibruken somforårsaker utslipp er knyttet til fossilbasert opp-varming, maskiner og redskaper. Utslippene frade to sektorene utgjør i overkant av 1,7 mill. tonnCO2-ekvivalenter. Energibruken er til sammen-likning nesten 75 TWh, noe som gir en utslippsin-tensitet på om lag 0,023 kg CO2-ekvivalenter perkWh.

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

2.4 Energibruken i ulike sektorer

Figur 2.6 viser sammensetningen og størrelsen påenergibruken i de ulike sektorene i 1990 og 2014.

Boks 2.2 Prosessutslipp

Forholdet mellom energibruk og klimagassut-slipp i en sektor avhenger ikke bare av hvor myeenergi som brukes, men også av hvilke energi-bærere som er mest utbredt og til hvilke formålde anvendes. Om lag 70 prosent av utslippene iindustrien (7 mill. tonn CO2-ekvivalenter), og 66prosent av utslippene fra jordbruk og fiske (4,4mill. tonn CO2-ekvivalenter), er for eksempelprosessutslipp. Disse utslippene er i liten gradknyttet til energikilder, men er i stedet forbun-det med industrielle og kjemiske prosesser. Iindustrien benyttes energikilder som kull, gassog olje i prosesser der det er de kjemiske egen-

skapene, heller enn selve energiinnholdet, somutnyttes. I jordbruket er prosessutslippene for-bundet med forråtnelsesprosesser og husdyr-hold. Det som i figur 2.5 er angitt som «annet»omfatter også utelukkende prosessutslipp, blantannet fra avfallsdeponi og fluorgasser.

Av de i 2014 om lag 34,9 mill. tonnene CO2-ekvivalenter forbundet med innenlandskeutslipp var om lag 14,3 mill. tonn CO2-ekvivalen-ter prosessutslipp. De resterende 20,6 mill. tonnCO2-ekvivalentene stammer fra energibruk tilenergiformål.

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

Kilde: SSB

Industri9,8 mill.

Tjenesteytende næringer1,2 mill.

Transport13,6 mill.

Jordbruk og fiske

6,1 mill.

Annet3 mill.

Husholdninger0,5 mill. Bygg og anlegg

0,7 mill.


Netto innenlandsk sluttforbruk av energi i Norgeutgjorde 209 TWh i 2014, en økning på om lag 20TWh fra 1990. Industri, bergverk og transport hargjennom hele perioden hatt det høyeste sluttfor-bruket av energi i Fastlands-Norge. Tjeneste-ytende sektor og husholdninger har vært de neststørste forbrukerne, mens øvrige sektorer sombygg- og anleggssektoren, landbruk og fiske, harutgjort en mindre andel av energibruken.

Sammensetningen av energibruken har imid-lertid endret seg i perioden. Blant annet har for-bruket av fjernvarme i husholdninger og tjeneste-ytende næringer økt. Bruk av gass i industrien ogi transportsektoren er også større. Disse energi-bærerne har blant annet erstattet fyringsolje tiloppvarming og kull, koks og tyngre petroleums-produkter i industriprosesser. Det er imidlertidelektrisitet som har vært den dominerende ener-gibæreren gjennom hele perioden. Forbruket avelektrisitet har økt i takt med den totale energi-bruken. Petroleumsprodukter er den nest størsteenergikilden. Forbruket er nær uendret fra 1990til 2014, på tross av at transportaktiviteten har øktsvært mye.

2.4.1 Industri og bergverk

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

Den kraftintensive industrien4 sto i 2014 forom lag to tredjedeler av industrisektorens energi-bruk, noe som tilsvarer om lag 51 TWh. 70 pro-sent av dette var elektrisitet. Dette skyldes i storgrad at aluminiumsproduksjon nesten uteluk-kende anvender elektrisitet som energikilde. Pro-duksjon av øvrige metaller og kjemiske råvarerhar et større innslag av andre energikilder, særliggass, kull og koks, mens treforedling bruker merbiomasse. Øvrig industri benytter nesten uteluk-kende elektrisitet.

Figur 2.6 viser energibruken i industrien for-delt på energibærere i 1990 og 2014. I 1990 varenergibruken i industrien høyere enn i dag. Bru-ken økte ytterligere frem til årtusenskiftet før denderetter avtok. Industrien hadde en sterk ned-gang i energibruken i 2009 i forbindelse medfinanskrisen. Selv om energibruken har økt noe

etter dette, har den ikke nådd samme nivå som før2009.

Fordelingen mellom ulike energibærere harendret seg siden 1990. Elektrisitet, fjernvarme oggass utgjorde alle en større andel i 2014 enn i1990, mens andelen kull, koks og olje er blitt redu-sert. Andelen biobrensel og avfall er uendret.

Den generelle nedgangen i energibruken, ogden endrede sammensetningen av energibærerereflekterer også at sammensetningen av indus-trien har endret seg siden 1990. Produksjon avaluminium og kjemiske råvarer har økt, mens tre-foredlingsaktiviteter og tradisjonell produksjon ijernverk er redusert. Flere energiintensive bedrif-ter og anlegg har blitt lagt ned. Samtidig har akti-viteten i andre deler av industrien tiltatt. Struktur-endringene og introduksjon av mer energieffek-tiv produksjonsteknologi har ført til lavere energi-bruk. Samtidig har verdien av produksjonen økt.Dette gjør at norsk industri i 2014 produsertestørre verdier per energienhet enn i 1990.

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

2.4.2 Tjenesteytende næringer

Tjenesteytende næringer sto for 14 prosent avenergibruken i Norge i 2014, noe som tilsvarer iunderkant av 30 TWh. Fra 1990 til 2014 har ener-gibruken økt om lag 20 prosent. Produksjonen avvarer og tjenester har økt mer. Energiintensiteteni tjenesteytende sektor har dermed falt i løpet avperioden.

Det meste av energibruken i tjenesteytendenæringer skjer i bygg, og går til oppvarming avbygninger og tappevann, belysning og drift avelektrisk utsyr. De to sistnevnte aktivitetenebenytter utelukkende elektrisitet, mens det foroppvarming av bygg og tappevann finnes alternati-ver. Andelen elektrisitet i tjenesteytende næringerutgjorde 78 prosent av sektorens energibruk i2014.

Etter elektrisitet har petroleumsprodukter tra-disjonelt vært den mest anvendte energikilden itjenesteytende næringer, men på et betydeliglavere nivå. I 2014 overtok fjernvarme denne plas-sen. Av et petroleumsforbruk på 2,8 TWh i tjenes-teytende sektor er det kun 1,5 TWh som brukes tiloppvarming. Fjernvarmen har i flere år vært det4 Treforedling og produksjon av metaller og kjemiske råva-

rer


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

1990: 189 TWh 2014: 209 TWh.Jo mindre boksen er, desto mindre energi brukes i sektoren. Fargene representerer forskjellige energikilder. Arealene på de for-skjellige fargene representerer også her mengden energi brukt av den aktuelle energikilden.Kilde: SSB

Elektrisitet

Fjernvarme

Kull og koks

Bioenergi

Petroleumsprodukter

Gass

Industri og bergverk

Transport

Husholdninger

Tjenesteytende

næring

Fiske

Landbruk

Bygg

og anlegg

1990 2014

72 TWh 66 TWh

41 TWh 56 TWh

42 TWh 45 TWh

25 TWh 30 TWh

5 TWh 5 TWh

3 TWh 4 TWh

2 TWh 3 TWh


mest utbredte oppvarmingsalternativet etter elek-trisitet i denne sektoren.

Høy elektrisitetsandel og relativt stor utbre-delse av fjernvarme gjør at utslippene av klimagas-ser fra energibruk i tjenesteytende næringer ersmå. Tjenesteytende næringer stod for utslipp avom lag 1,2 mill. tonn CO2-ekvivalenter, noe som ermarginalt lavere enn i 1990. I forhold til produk-sjonsverdien har tjenesteytende næringer bådelav energiintensitet og lave utslipp.

2.4.3 Husholdninger

Energibruken i husholdningene var 45 TWh i2014. Dette tilsvarer 21 prosent av det innenland-ske sluttforbruket av energi. Energibruken harøkt med 8 prosent fra 1990. Veksten må sees isammenheng med både demografiske og økono-miske forhold, og sammen med utviklingen iboareal, jf. figur 2.7.

Verdien av privat konsum per person harnesten doblet seg i perioden, og boligarealet perperson har økt med over 25 prosent. Likevel harenergibruken per person gått ned med nesten 4prosent siden 1990. Årsaker til denne utviklingener bedre varmeisolering av bygg, at elektriskeapparater har blitt stadig mer energieffektive og atbruken av varmepumper har økt.

Energibruken i husholdningene har mangelikhetstrekk med energibruken i tjenesteytendenæringer. I begge sektorer er oppvarming, belys-

ning og drift av elektrisk utstyr en stor del av ener-gibruken.

Også i husholdningene utgjør elektrisitet mes-teparten av energibruken. Andelen elektrisitethar gått opp fra 73 prosent i 1990 til 83 prosent i2014. Dette skyldes blant annet flere elektriskeapparater og nær utfasing av bruken av fossileenergikilder til oppvarming5. Fossilbruken varfire ganger høyere i 1990 enn i 2014.

Etter elektrisitet er det biobrensel som dekkerdet meste av oppvarmingsbehovet i husholdnin-gene. I 2014 sto biobrensel for om lag 5,3 TWh avenergibruken. I hovedsak er dette bruk av ved,med mindre innslag av energibærere som pelletsog bioolje.

Den utstrakte bruken av elektrisitet, vedfyringog fjernvarme gjør at det er lave utslipp av klima-gasser forbundet med sluttforbruket av energi ihusholdningene. I 2014 var utslippene fra hus-holdningene om lag 0,5 mill. tonn CO2-ekvivalen-ter. Dette er om lag en tredjedel av hva utslippenevar i 1990.

Nærmere om oppvarming av bygg

Oppvarming utgjør i Norge en stor del av energi-bruken i bygg. For husholdninger er det estimert

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

Kilde: SSB

-10 %

0 %

10 %

20 %

30 %

40 %

50 %

60 %

70 %

80 %

90 % 19

90

1991

1992

1993

1994

1995

1996

1997

1998

1999

2000

2001

2002

2003

2004

2005

2006

2007

2008

2009

2010

2011

2012

2013

Boareal per person Konsum i hh/capita Energibruk i hh/capita

5 Petroleumsprodukter brukes fortsatt i diverse maskiner ogredskaper. Det er estimert at det til sammen benyttes omlag 1 TWh fossile brensler til disse formålene i husholdnin-gene og tjenesteytende næringer.


at om lag 78 prosent av energibruken går til opp-varming av bygg og til varmtvann.

Elektrisitetsandelen i oppvarming av byggvarierer mellom 70 og 80 prosent, avhengig avblant annet pris. Ved siden av elektrisitet har olje-og vedfyring tradisjonelt dekket mesteparten avdet resterende oppvarmingsbehovet. Oljefyringhar vært utbredt både i boliger og i øvrige bygg,mens vedfyring i hovedsak har funnet sted i pri-vate boliger. De senere årene har det vært enomlegging av energibruken i bygg, fra fossileenergikilder til bruk av elektrisitet, fjernvarme ogvarmepumper. Salget av fyringsoljer og fyringspa-rafin har sunket med over 60 prosent siden 1990,til om lag 2,7 TWh i 2014. Samtidig har fjernvar-meleveranser økt fra 0,8 TWh til 4,7 TWh, og esti-mert varmeproduksjon fra varmepumper har øktfra 0,4 TWh til om lag 15 TWh i samme periode, jf.figur 2.9.

Varmepumper

Varmepumper henter energi fra omgivelsene tiloppvarmingsformål i bygg og bruker noe strøm tildenne prosessen. Varmepumpen bruker likevellangt mindre strøm for å levere samme mengdevarme sammenlignet med en varmeovn basert på

direktevirkende elektrisitet. Det er estimert at deanslagsvis 736 000 varmepumpene i Norge i 2014brukte 6 TWh elektrisitet til å produsere 15 TWhvarme.

Varmepumper kan utnytte omgivelsesvarmen,ikke bare fra luften utenfor bygget, men også frabakken eller sjøen. Den største forskjellen mellomdisse typene varmepumper er at temperaturen ibakken og i sjøen er mer stabil gjennom døgnetog året enn temperaturen i luften. Det betyr at vir-kningsgraden på en luft-luft-varmepumpe synkerom vinteren. Jo lavere lufttemperaturen er, destomindre varme klarer en varmepumpe å levere. Påkalde dager vil det ofte være behov for å suppleremed andre oppvarmingskilder, for eksempel ved-ovner eller elektriske varmeovner.

Det er desidert flest luft-luft varmepumper idrift i Norge i dag. Dette er sannsynligvis fordiluft-luft varmepumper ikke krever et vannbårentvarmesystem i bygget og at de derfor er vesentligbilligere. Bare om lag 4 prosent av solgte varme-pumper de siste 25 årene har vært væske-vannvarmepumper.

2.4.4 Transport

Transportsektoren6 sto for 27 prosent av innen-landsk sluttforbruk av energi i 2014, noe som til-

Figur 2.8 Sammensetningen av oppvarmings-teknologier i husholdningene. Den enkelte hus-holdning kan ha flere typer oppvarmingsutstyr.

Kilde: SSB, husholdningsundersøkelsen

0 %

10 %

20 %

30 %

40 %

50 %

60 %

70 %

80 %

90 %

100 %

1994 2001 2004 2009 2012

Annet oppvarmingsutstyr

Sentralfyr utenom fjernvarme

Fjernvarme

Vedovn og/eller peis

Olje/parafin ovn Varmepumpe

Direktevirkende el

6 Transport inkluderer vei-, bane-, kyst- og innenriks luft-transport. Fiske er sortert under jordbruk og fiske, mensmaskiner og redskaper er sortert under relevante sektorer.

Figur 2.9 Estimert elektrisitetsforbruk og varme-produksjon i varmepumper, 1990–2014.

Kilde: NOVAP

0

2

4

6

8

10

12

14

16

1990

1992

1994

1996

1998

2000

2002

2004

2006

2008

2010

2012

TWh

Elektrisitet Varme


svarer en energibruk på 56 TWh. Energibrukenhar økt med 37 prosent siden 1990. Transportsek-toren har dermed stått for størstedelen av veksteni energibruken i perioden 1990–2014. Denne vek-sten foregikk imidlertid i hovedsak før 2007, ogenergibruken har siden dette vært nær uendret.

Veksten i energibruken til transport før 2007kan i stor grad forklares med befolkningsvekst ogøkt velferd. Blant annet har økt aktivitet i norskøkonomi og sterk vekst i privat konsum gitt størreetterspørsel etter transporttjenester. Som et resul-tat av den økte etterspørselen har gods- og per-sontransporten økt med henholdsvis 97 prosent

Boks 2.3 Utgifter til energibruk

Utgiftene til energi endres over tid. Hvor stordel av en husholdnings utgifter som går med tilenergi er avhengig av priser og avgifter på ener-givarene og mengden energi som forbrukes.Mengden energi påvirkes igjen av faktorer somboareal, antall personer i husholdningen, kli-maet, priser og tekniske standarder.

Husholdningenes utgifter til energi har øktsiden 1991, jf. figur 2.10. I samme periode harinntektene til husholdningene økt, og dermeddempet virkningene av økte energiutgifter.Utgifter til energi utgjorde 3,1 prosent av inntek-tene i 1991. I 2012 utgjorde de 4,2 prosent. Vek-sten i utgiftene var størst frem til tidlig på 2000-tallet. Dette sammenfaller med en periode medøkte energipriser og høyere energibruk per per-son i husholdningene.

Til sammenlikning utgjorde utgiftene til lysog brensel 6 prosent av husholdningenes inntek-ter for 50 år siden.

I forhold til andre europeiske land liggerNorge litt under gjennomsnittet i hvor stor andelav inntektene vi bruker på energiutgifter. Norgehar lave elektrisitetspriser, men vi bruker merelektrisitet der andre land bruker gass og andreenergibærere til oppvarming. Gjennomsnittligelektrisitetsforbruk per husholdning i EU liggerpå mellom 2 500 og 5 000 kWh i året. For engjennomsnittlig europeisk husholdning varsluttbrukerprisen på elektrisitet i 2013 1,9 kr/kWh, mens den for en gjennomsnittlig norskhusholdning med et forbruk på 16 000 kWh, var1,1 kr/kWh.

Blant våre naboland er det bare Sverige ogFinland som har lavere andel av utgifter tilenergi enn Norge, og forskjellen er liten. I Stor-britannia, Nederland, Tyskland og Danmarkutgjorde utgifter til energi en større andel enn iNorge.1

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

Kilde: NVE

1 2010-tall

0,0 %

0,5 %

1,0 %

1,5 %

2,0 %

2,5 %

3,0 %

3,5 %

4,0 %

4,5 %

5,0 %

5 000

10 000

15 000

20 000

25 000

1991

1994

1998

1999

2000

2001

2002

2003

2004

2005

2006

2007

2008

2009

2012

Utg

ift p

er å

r

Utgift til energi ekskl. transport Andel av inntekt (høyre akse)


og 46 prosent siden 1990. Energibruk til veitrans-port utgjør i dag hele 75 prosent av energibrukentil transport, fulgt av kysttransport, lufttransport,og banetransport.

Forbruket av petroleumsprodukter står forover 94 prosent av total energibruk i transportsek-toren. Med et forbruk på 54,2 TWh, utgjør dette76 prosent av all innenlandsk bruk av petroleums-produkter. Sammensetningen av petroleumspro-dukter har imidlertid endret seg siden 1990. Bens-inforbruket er halvert og dieselforbruket er blittdoblet.

Andelen som ikke er petroleumsprodukter harøkt fra 2 prosent til 6 prosent siden 1990. I 1990sto elektrifiserte sporveier for den eneste energi-bruken som ikke var petroleumsprodukter. Desenere årene har bruk av biodrivstoff i landtrans-port, og gass i maritim anvendelse ført til en vissdiversifisering av energikildene. Tallene er fort-satt små, med et biodrivstofforbruk i 2014 på 1,5TWh, naturgass forbruk på 1,4 TWh og et forbrukav elektrisitet på 0,7 TWh. Særlig i maritim sektorhar det de siste årene vært en økning i antall gass-drevne skip, men også i landtransporten har bru-ken av gass økt. Maritim sektor har også enøkende bruk av elektrisitet, både i kombinasjonmed andre drivstoff (hybriddrift og landstrøm),men også alene. I tillegg brukes noe biodrivstoff.Fra 2016 er det også faste leveranser av biodriv-stoff til luftfart på Oslo lufthavn Gardermoen.

Selv om deler av elektrifiseringen av transport-sektoren startet tidlig er elektrisitetsandelen itransportsektoren fortsatt lav. I 2014 utgjordeelektrisitet kun 1,2 prosent av energibruken.Dette tallet representerer nesten utelukkende tog,trikk og bane.7 Samtidig som det har vært en mar-ginal økning i elektrisitetsbruken over perioden,har det funnet sted en kraftig økning i transportar-beidet utført. I 1990 reiste 115 millioner medbanetransport, mens tallet for 2014 var 219 millio-ner. Dette innebærer at energieffektiviteten harøkt betydelig siden 1990.

De siste årene har det vært en sterk vekst iantall elektriske kjøretøy på norske veier. Vedutgangen av 2015 var det registret 69 100 elbilerpå norske veier. Elektrisitetsforbruket til elbilervises ikke i transportstatistikken, siden ladingstort sett foregår hjemme eller på jobb. Det erimidlertid estimert at elektriske kjøretøy brukte68 GWh elektrisitet i 2014.

Ved konvertering til elektrisk drift oppnås enstor energieffektiviseringsgevinst som følge avhøyere virkningsgrad. En elbil bruker om lag 1/3av energien til en bensin/dieselbil. Elektrifiserin-gen har kommet lengst for personbiler, men ogsåi andre transportsegmenter etableres det hel- ellerdelelektriske kjøretøy/fartøy. I Stavanger er detsatt inn to elbusser, og på sambandet Lavik-Oppe-dal går den helelektriske fergen Ampere. Amperehar et årlig elektrisitetsforbruk på om lag 2 GWh.Den andre fergen i sambandet bruker til sammen-likning om lag 8,8 GWh diesel.

På grunn av den høye bruken av petroleums-produkter er utslippene av klimagasser fra energi-bruk i transportsektoren større enn for mangeandre sektorer i økonomien. Transport medførte i2014 utslipp på 13,6 mill. tonn CO2-ekvivalenter.Dette er en økning på 25 prosent siden 1990.Transportmidlene har imidlertid blitt mer energi-effektive. Det reflekteres i at energibruk ogutslipp har flatet ut siden 2007 og at utslippsinten-siteten har falt.

2.4.5 Andre sektorer

Den resterende energibruken i andre sektorerutgjør 12,5 TWh, eller 6 prosent av innenlandsksluttforbruk av energi. Dette fordeler seg på fiske,landbruk og bygg og anlegg. I alle disse sekto-rene brukes det energi til maskiner, redskaper ogfartøy som ikke er fanget opp under omtalen avtransport. Det meste av dette er fossile drivstoffog petroleumsprodukter, og utgjør en relativt stordel av energibruken i de tre sektorene.

2.5 Nærmere om elektrisitetsforbruket i Norge

Forbruket av elektrisitet i Norge har to fremtre-dende karakteristika. Den første er at en relativtstor andel av samlet forbruk benyttes i kraftinten-sive industrinæringer. Det andre er at bruk avelektrisitet er utbredt til oppvarming. Forbruketav elektrisitet per person er dermed høyt i Norgesammenliknet med mange andre land. Elektrisi-tetsforbruket er også mer temperaturavhengingog har større sesongvariasjon enn i andre land,der direkte bruk av gass, fjernvarme og andreenergiløsninger er mer utbredt til oppvarming.

Elektrisitet blir tatt i bruk til flere og flere for-mål. Samfunnet blir stadig mer digitalisert, ognesten alle tjenester i økonomien er i dag avhen-gig av elektrisitet. Teknologiutviklingen har gjortat elektriske apparater blir mer effektive og billi-

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


gere, og antallet apparater i norske hjem fortset-ter å øke. I tjenesteytende sektorer bidrar elek-triske apparater til forenkling av stadig flere opp-gaver. I industrien automatiseres stadig flere pro-sesser og gir produktivitetsøkninger. Miljøhensynfører til at også flere sektorer går over fra bruk avfossil energi til bruk av utslippsfri elektrisitet, ogat nye bransjer etablerer seg i Norge basert pådette fortrinnet. Elektrisitet fra land til olje- oggassutvinning har også vokst i omfang de sisteårene. Også i transportsektoren øker bruken avelektrisitet.

I 1990 var brutto innenlandsk forbruk av elek-trisitet på 106 TWh. I 2015 var tilsvarende forbrukøkt til 133 TWh, jf. figur 2.12. Den største vekstenfant sted i perioden 1990–2000. I dette tiåret økteforbruket med 17 prosent. I perioden etter årtu-senskiftet har veksten i elektrisitetsbruken variertmer fra år til år, avhengig temperatur og økono-miske forhold.

På samme måte som for energibruken, harbefolkningsveksten og den økonomiske vekstenvært viktige drivere i utviklingen av elektrisitets-forbruket. Det innenlandske elektrisitetsforbru-ket per innbygger har imidlertid falt, og elektrisi-tetsforbruket per innbygger i husholdningene lig-ger i dag på omtrent samme nivå som i 1990.

Nærmere om effektforbruket

Forbruket av elektrisitet varierer over døgnet ogåret, avhengig av temperaturer og aktivitet inæringsliv og i husholdningene. Typisk er for-bruksuttaket av strøm lavest på nattestid og høy-est på morgenen og ettermiddagen. Den høyeandelen elektrisitetsforbruk til oppvarming inne-bærer at det på kalde vintersdager vil væreenkelte timer med topper i elektrisitetsforbruket.

Mens elektrisitetsforbruket angir forbruketover tid, kalles forbruket av strøm i et enkelt øye-blikk for effektforbruk. Selv om effektuttaket vil

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

Foto: Ellingsen, Olaf A/ Norsk jernbanemuseum, Jernbaneverket


variere med temperaturer, har trenden vært ateffektforbruket øker i tråd med veksten i detgenerelle elektrisitetsforbruket. I 1990 var maksi-malt effektuttak 18,42 GW. Den 21. januar 2016ble det registrert en ny forbruksrekord, med eteffektuttak på 24,49 GW i timen mellom 8 og 9 om

morgenen jf. figur 2.12. Effektuttaket har dermedøkt med 33 prosent siden 1990, og har hatt en ster-kere vekst enn elektrisitetsbruken. Dette erutviklingstrekk som forventes å prege det norskekraftforbruket fremover, jf kap. 9.

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

Kilde: NVE, Statnett

0 %

10 %

20 %

30 %

40 %

50 %

60 %

70 %

80 %

1980

19

81

1982

19

83

1984

19

85

1986

19

87

1988

19

89

1990

19

91

1992

19

93

1994

19

95

1996

19

97

1998

19

99

2000

20

01

2002

20

03

2004

20

05

2006

20

07

2008

20

09

2010

20

11

2012

20

13

2014

20

15

2016

Maks. effekt Årlig elbruk


3 Hovedtrekk i den norske energiforsyningen

3.1 Innledning

Energiforsyningen i Norge består av alle deler avenergisektoren innenlands som produserer,omsetter og frakter energi til sluttbrukere. Kraft-forsyningen utgjør den største delen av norskenergiforsyning.

3.2 Egenskaper ved den norske kraftforsyningen

Den norske kraftforsyningen har en normalårs-produksjon på om lag 138 TWh. Av dette står for-nybar kraft for om lag 98 prosent. Den norskekraftsektoren har dermed den høyeste forny-barandelen og de laveste utslippene i Europa.Med en tilsvarende elektrisitetsmiks som gjen-nomsnittet i EU, ville Norges totale utslipp av CO2vært mer enn det dobbelte av i dag.

Kraftmarkedet i Norge ble deregulert i 1991,jf. boks 3.4. Få land hadde på det tidspunktet etmarkedsbasert kraftsystem. Markedet er i dag engrunnleggende del av den norske kraftforsynin-gen. Kraftprisene gir signaler om den underlig-gende ressursbalansen, samtidig som markedet

bidrar til å balansere produksjon, forbruk og over-føring av strøm på kort sikt.

I Norge utgjør vannkraft hoveddelen av kraft-forsyningen, og ressursgrunnlaget avhenger avnedbørsmengden. Dette er annerledes enn for determiske kraftsystemene i Europa, der brensel ertilgjengelig i markedene og produksjonsevnen istor grad er gitt ut i fra den installerte kapasiteten.

Et særtrekk ved Norges fornybare kraftforsy-ning er muligheten til å lagre energi. Norge harhalvparten av Europas magasinkapasitet, og over75 prosent av produksjonskapasiteten er reguler-bar1. Særlig for større vannkraftverk gir magasi-nene en mulighet til separasjon i tid mellom tilsigog produksjon, innenfor de begrensninger som ergitt av konsesjon og vannvei. Magasinkraftver-kene har høy fleksibilitet og kan reguleres raskt,til lave kostnader. Elvekraftverk, og mange av desmå vannkraftverkene, har mer begrensede lag-ringsmuligheter. Slike kraftverk må produsere nårenergien er tilgjengelig. Det samme gjelder vind-kraft. Uregulerbar kraftproduksjon kan reguleresned om det er overskudd, men kan ikke reguleresopp i perioder med lite vann eller vind. I kraftsys-temet som helhet er det behov for å balansere for-bruk og produksjon gjennom døgnet og innenforden enkelte timen. Et stort innslag av uregulerbarproduksjon stiller større krav til fleksibilitet i detresterende kraftsystemet.

Boks 3.1 The Global Energy Architecture Performance Index

(EAPI)

EPAI-indeksen gir en vurdering av hvor godtde nasjonale energisystemene samlet sett fun-gerer i ulike land. 125 land er vurderte ut fratre hovedkriterier: Energisystemets effekt påøkonomisk vekst, klima- og miljøpåvirkningog energitilgang- og sikkerhet. Indeksen erutviklet av World Economic Forum.

Den norske energisektoren har vært ran-gert som enten nummer en eller to sidenindeksen ble lansert i 2013. Norge skårer høy-est av alle land innenfor energitilgang- og sik-kerhet.

1 Magasinkraftverk over 10 MW. Enkelte elve- og småkraft-verk ligger nedstrøms fra magasinkraftverk og vil derforogså indirekte reguleres når magasinkraftverkene justererproduksjonen.

Boks 3.2 Hovedegenskaper ved den norske kraftforsyningen

– Fornybar– Fleksibel– Markedsbasert– Integrert– Sikker


Boks 3.3 Energiforsyningens utvikling i Norge1

Historien om tilgang på energi i Norge er i storgrad en historie om økonomisk vekst og øktlevestandard for folk flest. Rundt 1900 var elek-trisitet sett på som en luksusvare og hadde litenutbredelse sammenliknet med andre energikil-der. Mesteparten av befolkningen brukte fort-satt parafin- og gasslamper, talg- og stearinlyssom belysning og ved, torv, kull og koks til opp-varming.

Fra midten av 1800-tallet vokste det fremrelativt store gassnettverk i de største byenesom ble brukt til belysning på gateplan og istore bygg. Gassverkene, som baserte seg pågassifisering av kull og koks, økte i popularitetog ble etablert i perioden 1848 (Christiania) til1913 (Lillehammer). Etter hvert økte bruksom-rådene, og Bergens Gassverk ble landets stør-ste. I 1954 leverte de gass til 44 914 apparatersom hovedsakelig varmet opp vann og kokepla-ter. Gassverkene var en viktig del av norsk ener-giforsyning svært lenge, og det var i Oslo ogBergen de var i virksomhet lengst. Gassverkenei disse byene ble lagt ned i henholdsvis 1978 og1984.

Allerede rundt århundreskiftet ble elektrisi-tetsverkene en sterkere konkurrent for gassen.De første elektrisitetsverkene ble etablert i pri-vat regi og ofte til industrielle formål. Det var idenne perioden at norsk industriell utviklingskjøt fart. I 1930 var energibruken i den kraftin-tensive industrien nesten 6 TWh, dvs. ¾ av allnorsk elektrisitetsbruk.

Elektrisitet ble etter hvert anerkjent som etfellesgode, spesielt i byene. Bruken av koks,kull og ved til oppvarming og matlaging førte tilstore miljøbelastninger og dårlig luftkvalitet ibyene. Hammerfest var den første byen til åvedta kommunal elektrisitetsforsyning i 1890,og frem mot århundreskiftet sto flere kommu-nale elektrisitetsverk ferdige. Oslo fikk sitt i1892, mens Bergen og Trondheim fulgte etter i1900 og 1901. De første verkene var gjernedampdrevne og ble fyrt med kull. I starten varformålet med elektrisiteten først og fremst gate-belysning, men privilegerte kunder kunne ogsåabonnere på strøm til bue- og glødelampenesine.

Etter hvert kom også kravene om at fleremennesker og større deler av byene måtte få til-gang til elektrisitet. Med dette økte både pro-duksjonen og forbruket, og vannkraften ble iøkende grad tatt i bruk. Utover 1920- og 30-talletfikk elektrisiteten stadig flere bruksområder.Apparater som strykejern, kokeplater og varme-ovner fikk større utbredelse, noe som gjordearbeidet i hjemmet veldig mye enklere.

Tilgangen til elektrisitet i Norge var i høygrad avhengig av hvor man bodde. I 1945 haddenesten alle boliger i Oslo, Akershus og Bergentilgang til elektrisitet, mens bare 42 prosent avinnbyggerne i Nordland og Troms hadde strømi hjemmene sine.

Etter krigen vokste både utbyggingsraten ogforbruket i en forrykende fart, både i hjemmeneog i industrien. I 1960 hadde tilnærmet alle, unn-tatt en liten andel i Finnmark, tilgang til strøm ihjemmene sine. Strømmen ble brukt til elek-triske apparater og til oppvarming, men oljefy-ring og ved var fortsatt populære oppvarmings-kilder. I samme periode ble industrien en stadigstørre og viktigere næring. I 1970 var energibru-ken i denne sektoren på om lag samme nivå somi dag. Elektrisitetsforbruket var noe lavere dengang, så sammensetningen av energibærere harendret seg. Oljeprodukter var den nest størsteenergibæreren. Oljekrisen på 1970-tallet haddestore konsekvenser for det norske oljeforbru-ket, og førte til at det falt markant. I denne perio-den økte elektrisitetsforbruket på bekostning avoljen, særlig innenfor oppvarming og industri.

Økende motstand mot nye utbygginger på1970- og 1980-tallet på grunn av miljøhensynførte til økt oppmerksomhet om ENØK-tiltak ogfjernvarmeutbygging. Dette skjøt fart på startenav 2000-tallet. I dag finnes det fjernvarmenett-verk i de aller fleste norske byer, og varmepum-per forsyner norske bygninger med om lag 10TWh varme årlig. De siste tiårene er det ogsåbygget gasskraftverk og vindkraftverk. Men deter fortsatt vannkraften som dominerer elektrisi-tetsforsyningen vår.

1 Kilder: OED, SSB og Hafslund


Lokaliseringen av fornybar kraftproduksjon eri all hovedsak basert på ressurstilgangen. Produk-sjonskapasiteten er derfor ujevnt fordelt regionalt.Overføringsnettet er avgjørende for at kraften kanoverføres til forbrukere i ulike deler av landet. Etsammenhengende og godt utbygd overførings-nett er en forutsetning for et velfungerende kraft-marked og en sikker kraftforsyning.

Norge er tett integrert med de nordiske kraft-systemene både markedsmessig og fysisk. Utvik-lingen i våre naboland er av stor betydning for detnorske kraftsystemet. Særlig har tilgangen påværuavhengig produksjon vært viktig. Det nor-

diske markedet er videre integrert med Europagjennom overføringsforbindelser for kraft til Ned-erland, Tyskland, Baltikum, Polen og Russland.Dette gjør at prisutviklingen i Norge er nært knyt-tet til utviklingen i de europeiske energimarke-dene.

Tilknytningen til andre lands kraftsystemer, etvelutbygd overføringsnett og vannkraftens pro-duksjonsegenskaper gir samlet sett den norskekraftforsyningen stor fleksibilitet og reduserersårbarheten for vekslende produksjon over seson-ger og år.

Boks 3.3 forts.

Figur 3.1 Strømleveringsbetingelser fra Vaaler kommunes electrisitetssanlegg 1931.

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


3.3 En markedsbasert kraftforsyning

Markedet har stor betydning for at ressurseneutnyttes effektivt og for forsyningssikkerheten ikraftsystemet.

Kraftprisene gir signaler om hvor stor knapp-het det er på strøm, og bidrar til at det investerestilstrekkelig i ny kraftproduksjon. Den kortsiktigemarkedstilpasningen og et tilstrekkelig utbygdoverføringsnett sørger for at det er de rimeligsteproduksjonsressursene som blir tatt i bruk først.

De fysiske egenskapene til strømforsyningengjør det nødvendig å sikre at produksjon, forbrukog strømnettet til enhver tid er koordinert og atnødvendige sikkerhetsmarginer overholdes. Mar-kedslikevekten settes i spotmarkedet en dag i for-

veien. I intradagmarkedet kan produsenter ogleverandører handle seg i balanse helt frem til denaktuelle driftstimen. Markedsorganiseringenbidrar på denne måten til balanse i kraftsystemet.

Kraftmarkedet deles inn i et engrosmarked oget sluttbrukermarked. I engrosmarkedet handlesstore kraftvolum mellom kraftprodusenter, kraftle-verandører, meglere, energiselskaper og store for-brukere. I sluttbrukermarkedet er det denenkelte forbruker som inngår avtale om kjøp avkraft fra en fritt valgt kraftleverandør.

3.3.1 Engrosmarkedet og markeder for reserver

Engrosmarkedet består av flere organiserte mar-keder hvor aktørene legger inn bud og hvor detfastsettes priser:– Elspot – day-aheadmarked– Elbas – kontinuerlig intradagmarked– Balansemarkeder

Elspot og Elbas driftes av Nord Pool. Statnett drif-ter balansemarkedene. For å få tilgang til å handlei engrosmarkedet, er det krav om at aktører inn-går en balanseavtale med Statnett som er avreg-ningsansvarlig. Aktøren må enten selv være balan-seansvarlig, eller ha en avtale med en balansean-svarlig som håndterer aktørens ubalanse motavregningsansvarlig. Med balanse menes i dennesammenheng at avtalt forbruk eller produksjonmå være lik faktisk forbruk eller produsert volum.

Elspot (day-aheadmarked) er hovedmarkedetfor krafthandel i Norden og Baltikum, hvor meste-parten av volumene på Nord Pool handles. IElspot handles det kontrakter med levering avfysisk kraft time for time i neste døgn. Elspotmar-kedet er koblet med spotmarkedene i store delerav Europa gjennom såkalt implisitt auksjon2. Sys-temprisen og områdepriser fastsettes i elspotmar-kedet. Det nordiske kraftmarkedet er ogsåpriskoblet med store deler av Europa3. Priskoblin-gen betyr at spotpriser i de ulike områdene kalku-leres med samme prisalgoritme, til samme tidhver dag.

I intradagmarkedet, Elbas, handles det konti-nuerlig i tidsrommet mellom klareringen i Elspot-markedet og frem til én time før driftstimen. Intra-dagmarkedet gir aktørene en mulighet til å handleseg i balanse dersom de ser at faktisk produksjoneller forbruk blir annerledes enn deres meldte

Boks 3.4 25 år med en markedsbasert kraftforsyning1

Norge var tidlig ute med innføringen av enmarkedsbasert omsetning for kraft. I Norgeble det ikke lagt opp til noen trinnvis overgangtil markedet, slik det ble gjort i mange euro-peiske land. I prinsippet ble markedet åpnetfor alle kunder fra starten2, og Norge var detførste landet med markedsadgang for hus-holdningskundene.

Kraftbørsen Statnett Marked AS (i dagNord Pool) ble opprettet i 1993. Vannkraftensvarierende produksjon i ulike deler av landetga behov for markedsordninger og handelogså før dette. I 1971 opprettet produsentene iNorge en kraftbørs for omsetning av tilfeldigkraft, kalt Samkjøringen. Foreningen Sam-kjøringen ble etablert allerede i 1931, basertpå samarbeid og kraftutveksling som haddefunnet sted mellom elektrisitetsverkene imange år.

I dag er alle de nordiske landene tett inte-grert i et felles kraftmarked, både fysisk ogfinansielt. Sentralt i markedet står kraftbørsenNord Pool. Dette ble verdens første internasjo-nale børs for omsetning av elektrisk energi,etter at Sverige, Danmark og Finland kommed fra 1996 og utover. Gjennom overførings-forbindelene og sammenkobling av børser erNorden også integrert fysisk og finansielt medde europeiske kraftmarkedet.

1 Kilde: Statens Nett: Dag Ove Skjold og Lars Thue, Uni-versitetsforslaget 2007.

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

2 Implisitt auksjon vil si at en byr på energi og overføringska-pasitet simultant.

3 Priskoblingen kalles Price Coupling of Regions (PCR).


posisjon i Elspotmarkedet. I motsetning til Elspot,som har implisitt auksjon, har Elbas kontinuerlighandel4. Elbas er i dag et felles intradagmarkedfor Norden, Baltikum, Tyskland og Storbritannia.

Selv om Elspot- og Elbasmarkedet skaperbalanse mellom planlagt produksjon og forbruk,vil det stadig være hendelser som forstyrrerbalansen i driftstimen, jf kap. 3.6.2. Dette er noe avbakgrunnen for et nordisk prosjekt som skal ana-lysere virkningen av en finere tidsoppløsning iday-aheadmarkedet, slik at en enda større andelav balanseringen vil skje der.

For å sikre den momentane balansen benytterStatnett balansemarkedene for å regulere for-bruk/produksjon opp eller ned, avhengig av uba-lansen. I Norden deles balansemarkedene inn iprimærreserver, sekundærreserver og tertiærre-server. Primær- og sekundærreserver aktiveresautomatisk som følge av endringer i frekvensen,mens tertiærreservene aktiveres manuelt av denordiske systemoperatørene.

Ubalanser reguleres først ved hjelp av primær-regulering. Statnett, som systemansvarlig, haransvar for at det til enhver tid er nok primærreser-ver. Dersom ubalansene vedvarer over flereminutter, vil sekundærreguleringen ta over, og fri-gjør primærreguleringsressursene for reguleringav nye ubalanser.

Systemansvarlig kjøper inn sekundærreserveri et eget ukemarked. Markedet for sekundærre-server ble åpnet i 2013. Ved ytterligere behov,aktiveres tertiærregulering, oftest omtalt somregulerkraft. Dette er manuelle reserver som haren aktiveringstid opp mot 15 minutter. Reguler-kraftmarkedet (RK) er et felles balansemarked fordet nordiske kraftsystemet.

Regulerkraftopsjonsmarkedet (RKOM) benyt-tes for å sikre at det er tilstrekkelig oppregule-

ringsressurser tilgjengelig i den norske delen avregulerkraftmarkedet. RKOM er et opsjonsmar-ked hvor tilbydere får betalt for å garantere at dedeltar i regulerkraftmarkedet, uavhengig av omressursene benyttes eller ikke.

3.3.2 Sluttbrukermarkedet og slutt-brukerpris

Konkurranse i sluttbrukermarkedet sikrer atsluttbrukere får mulighet til å velge forskjelligekontrakter tilpasset den enkelte sluttbrukerensbehov. Kraften som mates inn på nettet følgerfysiske lover, og det er ikke mulig å skille ulikekraftleveranser fra hverandre. En forbruker somslår på strømmen kan ikke vite hvem som har pro-dusert kraften han benytter eller hvor langt den ertransportert gjennom kraftnettet. Nettselskapeneholder imidlertid regnskap med hvor mye kraftden enkelte produsent leverer og hvor mye denenkelte forbruker tar ut. Dette danner grunnlagetfor avregning. Produsenter får betalt for denmengden kraft de leverer, og sluttbrukere betalerfor sitt forbruk.

Den totale strømregningen for en sluttbrukerbestår av flere komponenter jf. figur 3.4: Kraftpri-sen, kostnad for bruk av overføringsnettet (nett-leie), forbruksavgift på elektrisk kraft (elavgift) ogmerverdiavgift. I tillegg kommer et påslag som erøremerket Energifondet (Enova) og betaling forelsertifikater. Elavgiften og Enovapåslaget er poli-tisk bestemte størrelser, mens kostnaden til elser-tifikatene varierer med det tilhørende sertifikat-markedet. Nettleien fastsettes av nettselskapenebasert på en inntektsramme og prinsipper fortariffering gitt av NVE. Nettleien reflekterer kost-nadene ved å transportere strømmen frem tilsluttbrukeren.

Kraftprisens andel av sluttbrukerprisen avhen-ger av prisnivået i markedet gjennom året, jf. figur3.4. Justert for inflasjon, var den gjennomsnittlige

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

Figur 3.2 Illustrasjon av kraftmarkedet.

Kraftprodusenter

Næring/Industri

Kraftbørsen Husholdninger

Kraftleverandører


Boks 3.5 Prisdannelsen i kraftmarkedet

Hver dag beregner kraftbørsen Nord Pool sys-temprisen for kraft det kommende døgnet. Pro-dusentene melder inn hvor mye de ønsker å pro-dusere til et gitt prisnivå. Budene gjenspeilerden verdi produsenten mener produksjonen har,som i stor grad er knyttet til de løpende produk-sjonskostnadene ved kraftverket. Forbrukernemelder hvor mye de vil bruke til ulike prisnivå.Ut fra de bud som kommer inn på tilbuds- ogetterspørselssiden, blir prisen bestemt av detsom gir likevekt mellom produksjon og forbruk.

I markedslikevekten er det kostnadene ved åprodusere kraft i den «siste» kraftenheten, mar-ginalkostnaden, som setter prisen. Dette sørgerfor at det er de rimeligste energiressursene sombenyttes, slik at kraftbehovet blir dekket til enlavest mulig kostnad for samfunnet. Den høyeutvekslingskapasiteten mot utlandet gjør at pris-nivået i Norge i stor grad påvirkes av kostna-dene ved å produsere kraft i termiske kraftverk,spesielt prisen på kull, gass og utslippskvoter.Den fornybare produksjonen og forbruksmeng-den i landene vi er knyttet til spiller også inn.

En stor andel vannkraft i den norske og sven-ske produksjonsmiksen gjør at variasjonen i til-sig til vannmagasinene har stor effekt på prisva-riasjonen i Norden. I perioder med høyt tilsig erdet stort tilbud av kraft og prisene presses ned-over. I år med lite nedbør og mindre tilsig økerprisene. Det samme gjelder for perioder medmye eller lite vind. Markedsprisen påvirkes ogsåav temperatursvingninger, da dette blant annetvirker inn på oppvarmingsbehovet i husholdnin-gene.

Som følge av begrensinger i overføringska-pasiteten for kraft, vil det i perioder være behovfor forskjellige områdepriser for å balansere til-bud og etterspørsel etter kraft regionalt. Innde-ling i prisområder betyr ikke at det automatiskoppstår ulike priser, men det vil være tilfelle iperioder der overføringskapasiteten reelt settbegrenser flyten mellom områdene. Den størsteflaskehalsen i det norske kraftnettet i dag liggermellom Sør-Norge og Midt-Norge. Det har førttil at de to nordligste prisområdene ofte har likepriser som Nord-Sverige, der det er bedre over-føringskapasitet enn til Sør-Norge.

Prisutviklingen på kraft har variert betydeligover tid. Figur 3.3 illustrerer hvordan prisen iulike perioder har tilpasset seg markedsutviklin-gen i den norske kraftforsyningen. Etter deregu-leringen i 1991 fulgte en periode med et gjen-nomsnittlig lavt prisnivå, som følge av et over-skudd på kraft. Kraftprisene på 2000-tallet varpreget av et marked i vekst og økende brensels-og kvotepriser. De siste årene har denne tren-den snudd. Den norske kraftprisutviklingen pre-ges av et betydelig prisfall i de europeiske ener-gimarkedene, stor utbygging av fornybar kraft iNorden, svak vekst i etterspørselen og høyt til-sig til vannkraften. Gjennomsnittlig systempris i2015 ble 18,8 øre/kWh, den laveste siden star-ten av 2000-tallet. De lave kraftprisene gir i dagutfordringer for lønnsomheten innen både inves-tering og drift i den norske og nordiske kraftpro-duksjonen.

Figur 3.3 Spotprisen på kraft fra 1990–2015.

Kilde: NVE

0

5

10

15

20

25

30

35

40

45

50

1990

1991

1992

1993

1994

1995

1996

1997

1998

1999

2000

2001

2002

2003

2004

2005

2006

2007

2008

2009

2010

2011

2012

2013

2014

øre/

kWh

Spotpris, Oslo Median 1991-2000 Median 2001-2010 Median 2010-2015


sluttbrukerprisen 72 øre/kWh mellom 1993 og2000. I perioden frem til 2010 økte prisen til nær-mere 100 øre/kWh. De siste fem årene har kraft-prisene falt, noe som også har gitt lavere priser forsluttbrukerne. Dette til tross for en økning i deresterende komponentene på om lag 8 prosent.

3.4 En fornybar kraftforsyning

Den norske kraftforsyningen hadde per 1. januar2015 en kapasitet på 33000 MW og en normalpro-duksjon på om lag 138 TWh. Produksjonsevnenhar økt jevnt de siste 15 årene, både som følge avøkt utbygging og større tilsig til vannkraftsys-temet.5

Den norske vannkraften har en installert kapa-sitet på over 31000 MW, fordelt på om lag 1550kraftverk. Vannkraften står for 96 prosent av dennorske normalårsproduksjonen, og har en bereg-net normalårsproduksjon på 132,3 TWh per år.

I perioden 1990–2015 er det bygget ut over4000 MW ny vannkraftkapasitet i om lag 900 kraft-verk. Den største utbyggingen har skjedd de sisteti årene. Ved utgangen av 2015 var det om lag 2,3TWh (1000 MW) vannkraft under utbygging.

Varmekraften og vindkraftens andeler av kraft-forsyningen har økt på 2000-tallet. Totalt står disseto teknologiene for om lag 4 prosent av normalårs-produksjonen og 4,5 prosent av den installertekapasiteten i Norge.

Produksjonen fra vindkraft varierer med vær-forholdene. Vindforholdene kan variere mye mel-lom dager, uker og måneder. Ved utgangen av2015 var det 25 vindkraftverk i Norge med en sam-let installert kapasitet på 873 MW. Normalårspro-duksjonen fra disse kraftverkene utgjør om lag 2,5TWh. Det er flere vindkraftverk under planleg-ging. I februar 2016 besluttet Statkraft, TrønderE-nergi og det europeiske investorkonsortiet NordicWind Power DA utbygging av seks vindparker påFosen og i Snillfjord. Prosjektet vil ha en kapasitetpå 1000 MW, og bli det største vindkraftprosjekteti Europa, med antatt årsproduksjon på om lag 3,4TWh.

Varmekraftstasjonene i Norge er ofte lokali-sert til større industribedrifter som selv har behovfor elektrisiteten som produseres. Produksjonenfølger derfor i stor grad kraftbehovet i industrien.Energiressursene som benyttes til kraftproduk-sjon i de termiske anleggene er blant annet kom-munalt avfall, industriavfall, spillvarme, olje, natur-gass og kull. De 33 varmekraftstasjonene i Norgehar i dag en samlet installert kapasitet på om lag730 MW6, og de siste tre årene har energiproduk-sjonen ligget forholdsvis stabilt på 3,5 TWh.

5 NVE har oppdatert tilsigsperioden som benyttes for åberegne normalårsproduksjonen to ganger siden 1990.Referanseperioden er i dag 1980–2010. Dette har økt ansla-gene på hva vannkraften kan produsere i et normalår.

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

Kilde: NVE

0

10

20

30

40

50

60

70

80

90

100

110 19

93

1994

1995

1996

1997

1998

1999

2000

2001

2002

2003

2004

2005

2006

2007

2008

2009

2010

2011

2012

2013

2014

2015

øre/

kWh

Nettleie Enovaavgift Forbruksavgift Elsertifikat Kraftpris Merverdiavgift KPI-justert sluttbrukerpris (2014 kr)


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

Kilde: NVE

Vannkraft <10 MW

Vannkraft >10 MW

>10 MW

<10 MW

Vindkraft

>10 MW

<10 MW

>10 MW

<10 MW

>10 MW

<10 MW

>10 MW

<10 MW

Vindkraft Vannkraft <10 MW

Vannkraft >10 MW

NO1 (Oslo) 0 1 15NO2 (Kr.Sand) 1 3 43NO3 (Bergen) 1 3 17NO4 (Tr.heim) 1 2 20NO5 (Tromsø) 0 1 28

Norge totalt 3 10 123

Over 75 prosent av vannkraft > 10 MW er magasinkraftverk.


3.4.1 Magasiner og regulerbarhet

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

Omtrent halve tilsiget til vannmagasinenekommer i løpet av snøsmeltingen på våren. Denregulerbare vannkraften kan ved hjelp av magasi-nene produsere kraft selv i perioder med lite ned-bør og lavt tilsig. Tilgangen på stor magasinkapa-sitet gir mulighet til å utjevne produksjonen overår, sesonger, uker og døgn avhengig av markeds-forhold. Produksjonen fra den uregulerbare vann-kraften følger utviklingen i tilsiget. Slike kraftverkhar stor produksjon gjennom vår og sommer, nårforbruket er på sitt laveste.

Norge har i dag over 1000 magasiner med ensamlet kapasitet på 84 TWh. Om lag halvparten avden norske lagringskapasiteten dekkes av de 30største magasinene. Samlet magasinkapasitet til-svarer en evne til å lagre energi tilsvarende 70 pro-sent av det norske kraftforbruket. Størstepartenav magasinene ble bygd før 1990. Oppgraderinger

og utvidelser av kraftverkene har økt evnen til åutnytte magasinene.

Reguleringsevnen til de ulike kraftverk ogmagasiner varierer. Noen vannkraftverk med småmagasiner er regulerbare på kort sikt og kanflytte vann fra lavlasttimer på natten til høylastti-mer på dagen. Andre kraftverk med større maga-siner kan holde igjen vann i flomperioden påvåren og deretter produsere vinterstid når forbru-ket er størst og prisnivået høyest. Blåsjø er Nor-ges største magasin med en kapasitet på 7,8 TWh.Magasinet rommer tre års normaltilsig, men kanmed full produksjon tømmes i løpet av 7–8 måneder. Hensikten med så store magasiner erå kunne lagre vann i nedbørsrike år til bruk i ned-børfattige år. En stor del av magasinkapasiteten iNorge er i fjellområdene i Sør-Norge, spesielt iTelemark, og i Vestlandsfylkene (Rogaland, Hor-daland og Sogn og Fjordane) og i Nordland.

Magasinene gir mulighet til å disponere van-net slik at det skapes størst mulig inntekter fravannressursene. For samfunnet som helhet ermålet å fordele produksjonen i tid slik at det tilsi-get av vann utnyttes best mulig over året og even-tuelt mellom år. En grunnleggende forutsetningfor dette er at produsentene står overfor økono-miske insentiver som reflekterer de underlig-gende fysiske forholdene. Markedet har derfor en

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

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

Kilde: NVE, Nordpool Spot

0

20

40

60

80

100

120

140

160

180

1990

1992

1994

1996

1998

2000

2002

2004

2006

2008

2010

2012

2014

TWh

0

2

4

6

8

10

12

1

2

3

4

5

1 4 7 10

13

16

19

22

25

28

31

34

37

40

43

46

49

52

Uker

A B

Tilsig (sekundærakse) Forbruk 2014 Normalårstilsig Produksjon 2014


viktig rolle i å sikre en effektiv disponering av van-net i magasinene.

3.4.2 Kraftbalansen

Kraftbalansen uttrykker forholdet mellom pro-duksjon og forbruk, og hvorvidt det i et enkelt årer eksport eller import fra det norske kraftsys-temet. Det er store variasjoner i kraftbalansen fraår til år. Bare de siste fem årene har utfallsrommetvært på om lag 25 TWh. Forbruket varierer i storgrad med temperaturene, og kraftproduksjonenvarierer med tilsig og vindforhold. Den underlig-gende ressurssituasjonen i den norske kraftforsy-ningen kan illustreres ved å ta utgangspunkt i dennorske produksjonsevnen i et normalt år sammen-stilt med det temperaturkorrigerte kraftforbruket,jf. figur 3.7. Ved inngangen til 90-tallet var det etbetydelig overskudd i det norske kraftsystemetsom ble synligjort ved dereguleringen av marke-det. Etter en periode med fallende investeringer iny kraftproduksjon og en relativt høy vekst i for-bruket, ble kraftoverskuddet redusert utover 2000tallet. Etter finanskrisen i 2008–2009 har svakereforbruksutvikling og økt kraftproduksjon bidratttil et voksende kraftoverskudd. De siste årene harvært preget av synkende kraftpriser. Nye investe-

ringer har hovedsakelig vært drevet frem av elser-tifikatordningen. Differansen mellom midlere pro-duksjonsevne og temperaturkorrigert forbruk harvariert mellom 5 og 11 TWh/år.

Selv med en god kraftbalanse kan svikt i tilsi-get og hendelser utenfor Norge i perioder gi utfor-dringer for kraftforsyningen. Forsyningssikkerhe-ten kom i fokus vinteren 2009/2010 som følge aven kombinasjon av kaldt vær, tilsigsvikt og enbetydelig reduksjon i tilgjengeligheten ved sven-ske kjernekraftverk. Vinteren 2010/2011 var ogsåpreget av rekordlave magasinfyllinger og rekord-høye kraftpriser i enkelte timer, som følge av enlengre periode med lave temperaturer og tilsig.

3.5 Et integrert kraftmarked

Norge er en del av et felles nordisk kraftmarkedsom er tett integrert både fysisk, finansielt ogregulatorisk. Det nordiske kraftmarkedet ervidere integrert i det europeiske kraftmarkedetgjennom overføringsforbindelser til Nederland(fra Norge), Tyskland, Baltikum og Polen7. Nor-

Boks 3.6 Produsentenes markedstilpasning

En vannkraftprodusent har lave variable kostna-der siden innsatsfaktoren, vann, er gratis.Eieren av et elvekraftverk vil derfor være villigtil å produsere til priser rett over null. Detsamme prinsippet gjelder uregulerbare teknolo-gier som vind- og solkraft. Uregulerbar produk-sjon skjer generelt uavhengig av pris, men varie-rer med værforholdene. For termiske kraft, somkull, gassog kjernekraftverk er det lønnsomt åprodusere så lenge kraftprisen dekker produk-sjonskostnaden i den aktuelle driftstimen1.Disse kostnadene vil i stor grad avhenge av pri-sen på kull, gass og utslippskvoter for CO2.

For en vannkraftprodusent som har magasi-ner og muligheten til å lagre vannet vil vurderin-gen være annerledes. Slike produsenter må tilenhver tid vurdere om det skal produseres i dag,eller om vannet skal holdes tilbake for å kunnefå en høyere pris på et senere tidspunkt. Det erforskjellen mellom den faktiske og den forven-tede kraftprisen som eventuelt gjør det lønn-

somt å lagre vannet for korte eller lengre perio-der.

Den grunnleggende utfordringen ved dispo-neringen av vannkraftmagasinene er at ingenvet sikkert hvor mye tilsig kraftverkene fårfremover, eller hvordan markedsforholdene vilutvikle seg. Magasindisponeringen krever der-for betydelig lokalkunnskap og evne til å tolkestadig ny, kompleks og usikker informasjon omtilsig, forbruk og markedsutvikling.

De norske magasinkraftverkene regulererogså produksjonen etter den kortsiktige prisut-viklingen, som i stor grad henger sammen medproduksjonsmengden fra den uregulerbarekraftproduksjonen i Norden og Europa. Et vel-fungerende kraftmarked bidrar til at magasin-kraftverkene tilpasser produksjonen i forhold tilkraftbehovet, de øvrige nordiske produksjons-ressursene og krafthandelen med kontinentet.

1 På grunn av kostnader ved å øke og redusere produksjo-nen i termiske kraftverk kan en produsent også være vil-lig til å produsere til en pris lavere enn produksjonskost-naden i en kortere periode.

7 Finland har også en betydelig importkapasitet fra Russ-land.


ges utvekslingskapasitet med utlandet er på rundt6000 MW, eller nærmere 20 prosent av installertproduksjonskapasitet. Om lag 90 prosent avutvekslingskapasiteten er knyttet til Norden.

I oktober 2014 fikk Statnett konsesjon til ytter-ligere to nye utenlandsforbindelser, én til Tysk-land og én til Storbritannia. Disse forbindelsenevil innebære en økning av dagens utvekslingska-pasitet med over 45 prosent.

3.5.1 Nordisk kraftmarked

Internordisk samarbeid på kraftområdet har fore-gått siden kraftprodusentene i Sør-Sverige og Øst-ersund knyttet seg sammen gjennom en sjøkabelover Østersund tidlig i forrige århundre. Men detvar først på 1960 tallet at de nordiske kraftsys-temene for alvor ble integrert. I 1959 kom den før-ste forbindelsen mellom Sverige og Finland, etter-fulgt av den første forbindelsen mellom Norge ogSverige ved etableringen av Nea-Jærpstrømmen i1960. I løpet av de neste 20 årene ble det bygdflere større overføringer mellom de nordiske lan-dene. Senest i 2014 ble det satt i drift en ny kabelmellom Norge og Danmark. Norge, Sverige, Fin-land og deler av Danmark er i dag et felles synkro-nområde, som innebærer felles frekvens.

Sammenkoblingen av de nordiske markedenehar styrket forsyningssikkerheten, redusert desamlede kostnadene i kraftforsyningen og lagt tilrette for en økende andel fornybar produksjon.Det norske og svenske kraftsystemet er sårbart

for de samme værmessige variasjonene på grunnav vannkraftens rolle i begge landene. Tilknytnin-gen til væruavhengig produksjon har derfor storbetydning for forsyningssikkerheten. Samtidigkan norske magasinkraftverk levere kortsiktigfleksibilitet i markeder som er basert på termiskeproduksjonsteknologier. Dette har blant annetvært viktig for den danske vindkraftutbyggingen,og i senere år også den svenske.

Den nordiske produksjonen er i dag sammen-satt av et bredt spekter av kraftteknologier. Dettegir god forsyningssikkerhet og høy fleksibilitet.Den samlede magasinkapasiteten i vannkraften erover 123 TWh (84 TWh I Norge, 34 TWh i Sverigeog 5 TWh i Finland). Deler av den termiske pro-duksjonen kan også reguleres ved behov. Denregulerbare termiske produksjonen er imidlertidnedadgående, samtidig som andelen uregulerbarproduksjon øker. Kjernekraften og de termiskekraftverkene er en viktig del av grunnlasten i detnordiske kraftsystemet.

3.5.2 Norsk krafthandel

Siden 1990 har den norske overføringskapasitetenøkt med over 2000 MW, i hovedsak gjennom nyeoverføringsforbindelser til Danmark og Neder-land. Norge har vært nettoeksportør i 17 av desiste 25 årene, jf figur 3.10. Perioden fra midten av90-tallet til midten av 2000-tallet var preget av flereår med nettoimport av kraft enn tidligere. De sisteti årene har kraftbalansen bedret seg, og Norge

Figur 3.7 Produksjonsevne og temperaturkorrigert forbruk 1990–20151, TWh.1 Foreløpige tall for 2015.Kilde: NVE

TWh

80

90

100

110

120

130

140 19

90

1991

1992

1993

1994

1995

1996

1997

1998

1999

2000

2001

2002

2003

2004

2005

2006

2007

2008

2009

2010

2011

2012

2013

2014

2015

*

Midlere vannkraftproduksjon Normalproduksjon vindkraft

Faktisk varmekraft Temp.korr. bruttoforbruk


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

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

KjernekraftVannkraft VindkraftSolkraft GassBiomasse KullOlje og annet fossilt


har hatt en gjennomsnittlig nettoeksport påomtrent 8 TWh per år. 2015 var preget av høyt til-sig til magasinene, noe som ga gode produksjons-forhold. Som følge av dette hadde Norge en netto-eksport på 14,6 TWh i 2015.

Andelen import og eksport varierer både fra årtil år og mellom ulike perioder av året. Generelthar Norge en forholdsvis balansert handel medbåde Danmark og Sverige, der kraftutvekslingen istor grad drives av kortsiktige endringer i forbrukog produksjon. Etter hvert som vindkraft har fått

stadig større innslag i den nordiske produksjons-miksen har vindforholdene fått stor betydning forkraftflyten innad i Norden. Når det blåser mye ivåre naboland presses de nordiske kraftprisenenedover. På grunn av fleksibiliteten til den norskevannkraften kan de norske produsentene sparevannet i magasinene slik at innenlands forbruk istørre grad forsynes av import fra utlandet. Mot-satt kan Norge eksportere kraft i vindstille perio-der, når kraftprisen er høyere.

Boks 3.7 Nytten av krafthandel

Gjennom kraftutveksling er det mulig å dra gjen-sidig nytte av forskjeller i naturressurser, pro-duksjonssystemer og forbruksmønstre. Et sam-spill mellom flere land bidrar til at de samledekostnadene blir lavere enn om hvert land skalløse utfordringene alene.

Kraftutvekslingen er organisert med det for-mål at kraften til enhver tid skal flyte dit hvorden har størst verdi, det vil si fra områder medlav pris til områder med høy pris. Kraftutveks-ling mellom Norges vannkraftbaserte system ogtermiske kraftsystemer på kontinentet overulike perioder illustrerer dette. Det norske kraft-systemet har relativ flat prisstruktur som følgeav at det er små kostnader ved å regulere pro-duksjonen opp og ned. I termiske kraftsystemerer det kostbart å regulere produksjonen, og man

ser derfor en større variasjon i prisen på kraftover døgnet, jf. figur 3.9. Forskjellene i pris-struktur gjør at Norge kan importere relativtrimelig kraft fra utlandet om natten og ekspor-tere kraft om dagen, når forbruket og prisene erhøyere.

Sett over året er den norske krafteksportentradisjonelt sett høyest i sommerhalvåret når til-siget er høyt og det norske forbruket er lavt.Importen er som regel størst om vinteren når denorske kraftprisene er høyest. På denne måtendemper kraftutvekslingen prisoppgangen iNorge på vinteren, samtidig som prisene påsommerhalvåret øker. På samme måte gir han-del tilgang til relativt billig kraft i tørrår, og økerverdien på den norske kraften i overskuddsår.

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

Kilde: NVE

0

5

10

15

20

25

30

35

40

45

50

1 5 9 13

17

21

25

29

33

37

41

45

49

53

57

61

65

69

73

77

81

85

89

93

97

101

105

109

113

117

121

125

129

133

137

141

145

149

153

157

161

165

kr/M

Wh

Timer

Oslo Tyskland


Utvekslingsmønsteret mot Nederland er noemindre balansert. Norge har vært nettoeksportøri 7 av de 8 årene Norned-kabelen har vært i drift.Nederland har et kraftsystem som i større grad erbasert på termisk produksjon, der kostnadene vedå produsere gassog kullkraft bestemmer prisen istore deler av året. Så lenge det nederlandskeprisnivået ligger over det norske vil kraften flyte iretning Nederland. Når ressurssituasjonen iNorge er knapp, vil det norske prisnivået kunneøke og kraftflyten periodevis skifte retning.

I 2015 ble det handlet totalt 29,4 TWh overoverføringsforbindelsen fra Norge. Omtrent 45prosent av dette volumet var utveksling med Sve-rige, 30 prosent med Danmark, mens Nederlandutgjorde om lag 20 prosent. Handelsvolumet tilRussland og Finland utgjorde til sammen i under-kant av 1 prosent.

3.6 En sikker strømforsyning

Forsyningssikkerheten for strøm i Norge er god.Markedet har en sentral rolle i å skape løpendebalanse mellom produksjon og forbruk. Statnetter systemansvarlig for det norske kraftsystemet,og samarbeider også med de nordiske landeneom driften.

3.6.1 Forsyningssikkerhet

Forsyningssikkerhet defineres som kraftsyste-mets evne til kontinuerlig å levere strøm av en gittkvalitet til sluttbrukere, og omfatter både energi-sikkerhet, effektsikkerhet og driftssikkerhet, jf.boks 3.8.

Energiknapphet og SAKS-tiltak

Forsyningssikkerheten for energi har i perioder hattstor oppmerksomhet i Norge som følge av varier-ende produksjonstilgang fra vannkraftsystemet.Situasjonen vinteren 2002/2003 førte blant annet tilinnføringen av nye tiltak for svært anstrengte kraftsi-tuasjoner. Også senere har det vært perioder der til-sigssvikt sammen med andre hendelser har gitthøye kraftpriser gjennom vinteren, jf. kap. 3.4.2.

Statnett som systemansvarlig vurderer energisi-tuasjonen basert på sannsynligheten for rasjone-ring. En svært anstrengt kraftsituasjon (SAKS) eren situasjon der sannsynligheten for rasjoneringvurderes til å være over 50 prosent. Statnett måsøke NVE om tillatelse til å bruke ekstraordinæreSAKS-tiltak. Dette er først innløsning av energiop-sjoner i forbruket, og deretter bruk av reserve-kraftverk. Formålet med SAKS-tiltak er å redusererisikoen for rasjonering, og kan anses som en for-sikring mot rasjonering. Ingen av tiltakene har hittilvært i bruk. I dag vurderer Statnett at energiknapp-het er lite sannsynlig, og vurderer at sannsynlighe-ten for rasjonering er mellom 0,1 og 1 prosent.

Figur 3.10 Norsk kraftutveksling 1990–2015.

Kilde: SSB, NVE

-20

-15

-10

-5

0

5

10

15

20

25

199

0

199

1

199

2

199

3

199

4

199

5

199

6

199

7

199

8

199

9

200

0

200

1

200

2

200

3

200

4

200

5

200

6

200

7

200

8

200

9

201

0

201

1

201

2

2013

2014

2015

TWh

Import Eksport Nettoeksport


Boks 3.8 Forsyningssikkerhet er energi-, effekt- og driftssikkerhet

– Energisikkerhet er definert som kraftsys-temets evne til å dekke energibruken. Ener-giknapphet eller svikt i energisikkerhetkarakteriseres ved redusert produksjon avelektrisk energi på grunn av mangel på pri-mærenergi (vann, gass, kull etc.).

– Effektsikkerhet defineres som kraftsystemetsevne til å dekke momentan belastning, ogkarakteriseres ved tilgjengelig kapasitet iinstallert kraftproduksjon eller i kraftnettet.Mens energiknapphet handler om situasjo-ner som kan vare i flere uker, handler effekt-knapphet om kapasiteten i enkelttimer medhøyt forbruk.

– Driftssikkerhet defineres som kraftsystemetsevne til å motstå driftsforstyrrelser uten atgitte grenser overskrides. Med gitte grensersiktes det til grenseverdier for frekvens,spenning og termisk overføringskapasitet påkabler og ledninger. Termisk overføringska-pasitet er den maksimale mengden strøm enledning kan overføre og samtidig forhindreeventuelle materialskader på grunn av forhøy temperatur. Driftssikkerhet gjelder denkontinuerlige driften av kraftsystemet, heltned på minutt- og sekundnivå. Blant annetkan feil ved komponenter eller styrings-systemer påvirke driftssikkerheten.

Boks 3.9 Om overføringsnettet i Norge

Det er tre nettnivåer i Norge, transmisjonsnett1,regionalnett og distribusjonsnett.– Transmisjonsnettet utgjør hovedveiene i kraft-

systemet. Det binder sammen regionene,store produsenter og forbrukere i et lands-dekkende system. Transmisjonsnettet omfat-ter også utenlandsforbindelsene.

– Regionalnettet binder sammen transmisjons-nettet og distribusjonsnettet, og kan ogsåomfatte produksjons- og forbruksradialer påhøyere spenningsnivå.

– Distribusjonsnett er de lokale kraftnettenesom vanligvis sørger for distribusjon av krafttil mindre sluttbrukere.

I prop. 35 L ble det foreslått å lovfeste en ny defi-nisjon av transmisjonsnettet. Transmisjonsnettetviderefører i stor grad det tidligere sentralnettet.Transmisjonsnettet har vanligvis et spen-ningsnivå på 300 til 420 kV, men i enkelte delerav landet inngår også linjer på 132 kV. Transmi-sjonsnettet utgjør om lag 11 000 km. Regional-nettet har et spenningsnivå på 33 kV til 132 kV,og utgjør om lag 19 000 km.

Distribusjonsnettet har spenning opp til 22kV, og man skiller mellom høyspent og lavspentdistribusjonsnett. Skillet går på 1 kV, og det lav-spente distribusjonsnettet er normalt 400 V eller230 V for levering til alminnelig forbruk. Det

høyspente distribusjonsnettet over 1 kV utgjørom lag 100 000 km.

Større produksjonsanlegg knyttes til trans-misjons- eller regionalnettet, mens mindre pro-duksjonsanlegg tilknyttes regional- eller distri-busjonsnettet. Store forbrukere, som kraftinten-siv industri eller petroleumsvirksomhet, koblesgjerne på transmisjons- eller regionalnettet.Alminnelig forbruk til husholdning, tjenestey-ting og småindustri er vanligvis tilknyttet distri-busjonsnettet.

Det arbeides med sikte på å redusere antallnettnivå fra tre til to. I ekspertgrupperapporten«Et bedre organisert strømnett» fra 2014, var enav anbefalingene å fjerne regionalnettet someget nettnivå og innlemme det i distribusjons-nettet.

EUs energiregelverk opererer også med tonettnivå: transmisjon og distribusjon. Da EUsandre energimarkedspakke ble gjennomført iNorge i 2006, ble både regional- og distribu-sjonsnettet klassifisert som distribusjon. Denneklassifiseringen har betydning for gjennomførin-gen av tredje energimarkedspakke, som stillerstrengere krav om blant annet eiermessig skillefor den som eier og driver transmisjonsnett.

1 Tidligere sentralnett


Strømnettet

Overføringsnettet utgjør bindeleddet i kraftforsy-ningen mellom produsenter, forbrukere og kraft-systemene i utlandet, jf. boks 3.9.

Det er mange steder store avstander mellomproduksjon og forbruk i Norge. Et velutbygd over-føringsnett bidrar til at strøm kan overføres framagasinverkene på Sør-Vestlandet og i Nord-Norge til forbruk både i andre deler av Norge og iutlandet.

For å kunne sikre kraftforsyningen i alle situa-sjoner må overføringsnettet kunne håndtere varia-sjonene i forbruk og produksjon av kraft som kanforekomme på kort og lang sikt. Dette innebærerat nettet må dimensjoneres både for å håndteretoppene i kraftforbruket, som typisk forekommerpå de kaldeste dagene i det kaldeste året, og for åkunne importere tilstrekkelig kraft gjennom enlengre periode, for eksempel i tørrår. I tillegg månettet ha kapasitet til å frakte strøm ut av enregion når forbruket er lavt, men strømproduksjo-nen høy. De store variasjonene i forbruk og pro-duksjon innenlands gir behov for overføringska-pasitet mellom ulike landsdeler og mellom Norgeog utlandet.

Leveringspåliteligheten for strøm

Leveringspåliteligheten for strøm er knyttet tilhyppigheten og varigheten av avbrudd i forsynin-gen. Leveringspåliteligheten i Norge er stabilt

god, og er nærmere 99,99 prosent i år utenekstremvær, jf. figur 3.11.

Leveringspåliteligheten for strøm kan aldri bli100 prosent. Å sikre en avbruddsfri kraftforsyningvil kreve urimelig store investeringer i infrastruk-tur. Det er derfor ikke stilt krav som garanterer enavbruddsfri kraftforsyning. Aktører som er heltavhengig av en uavbrutt strømforsyning, må der-for sørge for alternativ forsyning gjennom nød-strømsaggregat eller andre løsninger. Samfunnetssårbarhet overfor avbrudd i strømforsyningen erderfor også avhengig av graden av egenbered-skap hos sluttbrukere.

Avbruddsstatistikk er nyttig for å vurdere leve-ringspåliteligheten. I 2014 hadde sluttbrukere igjennomsnitt 2,2 kortvarige og 2,4 langvarigeavbrudd. Langvarige avbrudd er avbrudd somvarer mer enn 3 minutter. Viktige årsaker tilavbrudd er tordenvær (lyn), vind og vegetasjon(herunder trefall på linjene), og snø/is. Ulike til-tak kan iverksettes for å redusere avbrudd somfølge av disse årsakene. Linjerydding er et viktigtiltak for å redusere avbrudd som følge av trefallpå linjene. Jordkabel reduserer også påvirkningenfra trefall. I distribusjonsnettet skal bruk av jord-kabel være hovedregelen, jf. Meld. St. 14 (2011–2012).

NVE vil sette fokus på skogrydding, og somen del av dette vil det utarbeides en veileder.Denne kan danne grunnlag for pålagt utarbeidelseav strategier og planer for skogrydding hos netts-elskap. Dette vil åpne for at skogryddingen tilpas-

Figur 3.11 Leveringspålitelighet, 1996–2014.

Ekstremværet Dagmar bidro til fallet i leveringspåliteligheten i 2011. Mange av utfallene ble forårsaket av vind og trær som falt nedpå kraftnettet.Kilde: NVE

99,945 %

99,950 %

99,955 %

99,960 %

99,965 %

99,970 %

99,975 %

99,980 %

99,985 %

99,990 %

99,995 %

100,000 %

1996

1997

1998

1999

2000

2001

2002

2003

2004

2005

2006

2007

2008

2009

2010

2011

2012

2013

2014

Varslet Ikke-varslet avbrudd Totalt


ses lokale forhold og vil i mye større grad enn spe-sifikke tekniske krav legge til rette for ivare-tagelse av hensyn til økonomi, miljø og forsy-ningssikkerhet på en balansert måte.

Kraftforsyningsberedskap

Kraftforsyningen i Norge er robust. Samfunnetsøkende avhengighet av elektrisitet gjør kraftforsy-ningsberedskap viktigere. Dette handler om åforebygge utfall, men også å være godt rustet til åhåndtere feil på en effektiv måte når de oppstår.Det er derfor utarbeidet et sektorregelverk somgir gode insentiver til forebygging og hurtig gjen-oppretting ved feil.

Beredskapsforskriften er spesielt viktig, ogomfatter blant annet krav til reparasjonsbered-skap, sikringstiltak, informasjonssikkerhet,beskyttelse av driftskontrollsystemer, samt orga-niseringen av Kraftforsyningens beredskapsorga-nisasjon (KBO). Reparasjonsberedskap er viktigfor hurtig gjenoppretting av forsyningen. Hensy-net til liv og helse og annen samfunnskritisk virk-somhet skal prioriteres ved gjenoppretting. For-skriften krever også at selskapene skal ha robustekommunikasjonsløsninger. Egne kommunika-sjonslinjer i sektoren gjør at selskapene kan kom-munisere med hverandre, selv om for eksempelmobiltelefoni ikke fungerer.

NVE organiserer KBO, som ved beredskaps-hendelser løser oppgaver knyttet til gjenoppret-ting av kraftforsyningen. KBO består av NVE,Statnett og større kraftprodusenter, nettselskaperog fjernvarmeselskaper. Kraftforsyningens dis-triktssjefer (KDS) er energiforsyningens regio-nale representanter, som utpekes av NVE.KDSene har ansvar for hvert sitt geografiskeområde, og representerer også energiforsyningeni fylkesmannens beredskapsråd.

NVE sikrer etterlevelse av regelverket blantannet gjennom tilsyn, veiledninger, øvelser oginformasjonsdeling. Dette bidrar til å øke opp-merksomheten og fokuset på beredskap.

3.6.2 Driften av kraftsystemet

Statnett er systemansvarlig for det norske kraft-systemet. Dette innebærer at de er ansvarlig for atkraftsystemet er i balanse til enhver tid. Statnettskal legge til rette for et effektivt kraftmarked ogen tilfredsstillende leveringskvalitet i kraftsys-temet. Statnetts systemansvar reguleres gjennomForskrift om systemansvaret i kraftsystemet(FOS), en forskrift under energiloven. Her utdy-pes det blant annet at systemansvarlig skal sørge

for frekvensregulering, sikre momentan balanse ikraftsystemet, utvikle markedsløsninger sombidrar til en effektiv utvikling og utnyttelse avkraftsystemet, og i størst mulig grad bruke virke-midler som er basert på markedsmessige prinsip-per. Systemansvarlig koordinerer driften av kraft-systemet, sørger for fastsettelse av kapasitet tilmarkedet, håndtering av flaskehalser og handelmed andre land.

Elektrisitet er ferskvare, og det må til enhvertid produseres like mye strøm som det forbrukes.Dette kalles den momentane balansen i kraftsys-temet. Kraftmarkedet er helt sentralt for balansenmellom tilbud og etterspørsel etter kraft. Resulta-tene fra den daglige prisberegningen i day-ahead-markedet er grunnlaget for Statnetts planleggingog opprettholdelse av momentan balanse i detpåfølgende driftsdøgnet. Den kontinuerlige balan-seringen av produksjon og forbruk er svært viktigfor driftssikkerheten i systemet. Dersom det opp-står ubalanser, iverksetter systemansvarlig tiltakfor å gjenopprette balansen, som å justere produk-sjonen eller forbruket.

Frekvenskvalitet

Frekvensen er et mål for den momentane balan-sen, og er den samme i hele det nordiske synkron-området, som omfatter Norge, Sverige, Finland ogdeler av Danmark. Frekvensen skal være 50 Hertz(Hz), med en normalvariasjon mellom 49,9 og50,1 Hz.

Siden Norden har felles frekvens, vil ubalanseri et område påvirke hele synkronområdet. Detteinnebærer at et lands nettinvesteringer, valg avmarkedsløsninger eller tiltak innen driftssikker-het påvirker hele synkronsystemet. Det er derfornødvendig med et tett samarbeid mellom de nor-diske landene.

Frekvenskvaliteten kan illustreres ved fre-kvensavviket, som forteller hvor mange minutterfrekvensen er utenfor normalvariasjonsbåndetmellom 49,9–50,1 Hz. Frekvensavvik kan kommeav feilhendelser, ubalanser knyttet til endringer iflyten på utenlandsforbindelser, eller plutseligeendringer i kraftproduksjonen. For å sikre denmomentane balansen og motvirke at plutseligeendringer eller feilhendelser fører til frekvensav-vik og i verste fall avbrudd, må systemansvarlig hatilgjengelige reserver for å håndtere ubalanser.Reserver kommer ofte fra kraftverk med regule-ringsevne, som regulerer produksjonen opp ellerned for å stabilisere systemet. Det er viktig fordriftssikkerheten at systemansvarlig har god nok


tilgang på reserver, og dette skaffes gjennombalansemarkedene.

Frekvenskvaliteten ble gradvis forverret fremmot 2011, noe som indikerer en økt risiko isystemet. Den svekkede frekvenskvaliteten skyl-des at kraftsystemet driftes med større og hurti-gere flytendringer, og med mindre marginer i drif-ten enn tidligere. Spesielt gir dette utslag på fre-kvensen ved timeskift i perioder med storeendringer i produksjon og forbruk, og størreendringer av flyt på mellomlandsforbindelsene.Fra 2012 har frekvenskvaliteten blitt noe forbe-dret. Bedringen skyldtes ulike tiltak fra Statnettog de nordiske TSOene, blant annet implemente-ring av automatiske sekundærreserver i Nordenfra 2013, og krav til produksjonsplaner med kvar-tersoppløsning ved større produksjonsendringer.

Spenningen skal også være tilfredsstillende oginnenfor gjeldende grenser. Mens frekvensen erden samme i hele det nordiske systemet, er spen-ning en lokal størrelse. Nettselskapene har ansva-ret for spenningen i sitt nett. Spenningen i nettetpåvirkes blant annet av endringer i produksjon ogforbruk. Hvor mye spenningen som påvirkes avdisse endringene, avhenger av hvor sterkt netteter. Et sterkt nett kjennetegnes av høykortslutningsystemytelse og lite motstand (lavimpedans), noe som betyr at nettet håndterersvingninger i produksjon og forbruk bedre.

Nytt forbruk som medfører høyt uttak aveffekt kan skape kapasitetsutfordringer for nettet,

særlig hvis høyt effektuttak sammenfaller medeksisterende lasttopper på kalde vinterdager.

Egenskaper ved elektriske apparater kan ogsåpåvirke spenningskvaliteten i nettet, og medførefor eksempel flimmer hos nærliggende sluttbru-kere. Svake nett er mer utsatt for slike spennings-forstyrrelser enn sterke nett. Elektriske apparatersom kan være utfordrende for nettet er for eksem-pel noen typer varmepumper, høytrykksspylere,induksjonstopper og elbilladere. Apparatene kanpåvirke spenningskvaliteten gjennom hvor storlastendringen er når apparatene skrus av eller på,og hvor ofte apparatet skrus av og på. Slike appa-rater kan i noen tilfeller være en utfordring i detnorske lavspenningsnettet, enten fordi nettet ersvakt og/eller fordi nettet har en systemjordingsom er annerledes enn det som er vanlig ellers iEuropa.

3.7 Andre deler av energiforsyningen i Norge

3.7.1 Innledning

Foruten kraftforsyningen består energiforsynin-gen av flere segmenter basert på produksjon ogtransport av ulike energibærere til sluttbrukere.Dette omfatter for eksempel bioenergi, fjern-varme og gass. Felles for disse energibærerne erat de til dels har ulike typer infrastruktur ogbruksområder, og at de fleste brukes i tillegg til

Figur 3.12 Frekvensavvik, 2001–2015.

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

0

50

100

150

200

250

300

350

400

450

500

2001

2002

2003

2004

2005

2006

2007

2008

2009

2010

2011

2012

2013

2014

2015

Min

utte

r

Minutter avvik per uke Trendlinje


strøm. Markedene for andre energibærere i ener-giforsyningen utgjør i dag mer begrensede marke-der sammenliknet med kraftmarkedet og har min-dre transparent prisdannelse.

3.7.2 Fjernvarme

Innslaget av fjernvarme i det norske energisys-temet har økt siden 2000. Det er gjort store inves-teringer i fjernvarmeinfrastruktur. I 2014 ble detlevert 4,5 TWh fjernvarme, en tredobling siden2000, jf. figur 3.13. Dette dekker om lag en tiende-del av behovet for romoppvarming og tappevann iNorge. Installert effekt for fjernvarme er 3600MW.

Det er særlig de største byene i landet som harfjernvarmeanlegg av betydelig størrelse. Forbru-ket av fjernvarme i Oslo er alene på 1,6 TWh, ogkan dekke 25 prosent av byens effektbehov. Totalter det etablert 89 større eller mindre fjernvarme-anlegg i 75 kommuner.

Fjernvarmesektoren har vært gjennom enperiode med høyt investeringsnivå og mange nyetildelinger av fjernvarmekonsesjoner. Dette kanblant annet ses i sammenheng med at det i 2009ble innført et deponiforbudet for nedbrytbartavfall, som skapte behov for mer forbrenningska-pasitet. Mange nye fjernvarmeanlegg er blitt eta-blert i tilknytning til avfallsforbrenningsanlegg.Investeringene i fjernvarmesektoren nådde top-pen i 2010 og har siden vært nedadgående. Enovahar gjennom flere år hatt støtteprogram rettet motfjernvarme.

Fjernvarme kan produseres med mange for-skjellige brenselstyper, jf. figur 3.14. Avfall har iflere år vært det viktigste brenslet og dekket50 prosent av fjernvarmeproduksjonen i 2014.Den nest største energikilden var bioenergi meden andel på rundt 17 prosent. Bruken av bioenergii fjernvarmen har vært økende det siste tiåret.Bruk av petroleumsprodukter har blitt redusertkraftig de siste årene.

Tjenesteyting står for om lag to tredjedeler avforbruket av fjernvarme. Viktige bygg i dennekategorien er helsebygninger, kultur- ogforskningsbygg og kontorbygg. Resten av fjern-varmen blir levert til boligblokker og industrien.

Fjernvarme samspiller på en god måte medkraftforsyningen. Dersom fjernvarme kan erstattekraftforbruk om vinteren, kan dette begrensebehovet for investeringer i kraftsystemet. Fjern-varmeanleggene kan gå på elektrisitet når kraft-prisen er lav og andre energibærere når kraftpri-sen er høy.

Fjernvarme har en fordel ved at sentralisertevarmeanlegg har bedre virkningsgrad enn lokalevarmeanlegg. Styring og regulering av slikeanlegg skjer med avansert teknisk utstyr. Det stil-les også krav til renseteknologi.

Om lag 1 TWh fjernvarme blir levert til bolig-blokker hvor det skjer en forgreining til flerebruksenheter av varmtvann til romoppvarming ogtappevann. Ofte fordeles energikostnadene mel-lom bruksenhetene etter en fast fordelingsnøkkel.Dette kan føre til et unødig høyt energibruk fordikundene ikke ser noen sammenheng mellom for-

Figur 3.13 Levert fjernvarme og fjernvarmeinvesteringer.

Kilde: SSB

0

500 000

1 000 000

1 500 000

2 000 000

2 500 000

3 000 000

3 500 000

4 000 000

0

500

1000

1500

2000

2500

3000

3500

4000

4500

5000

2000

2001

2002

2003

2004

2005

2006

2007

2008

2009

2010

2011

2012

2013

2014

Mill

.kr.

GW

h

Levert fjernvarme Investeringer


bruk og kostnad. Det finnes i dag eksempler påindividuell måling av fjernvarme per kunde, mendet er svært lite utbredt.

3.7.3 Fjernkjøling

Bruken av fjernkjøling har hatt en jevn og kraftigøkning siden 2003, og i 2014 ble det levert totalt169 GWh fjernkjøling. Mens det i 2001 kun var treprodusenter som leverte fjernkjøling i Norge,hadde antallet økt til om lag 20 i 2013. Markedsak-tørene som leverer fjernkjøling er hovedsakeligvirksomheter som også produserer og distribue-rer fjernvarme. Størstedelen av fjernkjøleproduk-sjonen i Norge kommer fra kjølesentraler basertpå varmepumper. Fjernkjøling er fortsatt beskje-dent sammenliknet med fjernvarmeforbruket iNorge. Kundene er nesten utelukkende tjenestey-tende næringer.

3.7.4 Gass

Norge har store gassressurser. I 2015 produserteNorge 114 mrd standard kubikkmeter (sm3) gassfra norsk sokkel. Om lag 95 prosent går til eksportvia gassrørnettet i Nordsjøen til Storbritannia ogdet europeiske kontinentet. Utvinning av olje oggass er energikrevende, og i 2014 gikk det med4,5 mrd sm3 til ulike prosesser ved utvinningen avolje og gass.

Ved de fem ilandføringsterminalene for gass iNorge; Melkøya, Tjeldbergodden, Nyhamna, Koll-snes og Kårstø, er gass tilgjengelige for innen-landsk bruk. En betydelig bruker er metanolfa-brikken på Tjeldbergodden som produserermetanol med gass som råstoff.

Boks 3.10 Bioenergi

Bioenergi er en viktig energikilde til produk-sjon av varme i Norge og kan bidra med ener-gifleksibilitet og reduksjon av klimagassut-slipp. Ved varmeproduksjon fra bioenergiutnyttes totalt 85–90 prosent av energien ibrenselet. Årlig bruk av bioenergi i Norgeøkte fra 10 TWh i 1990 til 18 TWh i 2012. Ved ihusholdninger utgjør den største andelen avforbruket med 7,5 TWh/år, etterfulgt avindustrien, som bruker flis og annet virke sombrensel i produksjonsprosesser. Bruk av bådeflis og biobasert avfall som brensel i fjernvar-meanlegg har også økt, og utgjør i dagomtrent en fjerdedel av brenselsmiksen tilproduksjon av fjernvarme. Biobrensel kanogså være et godt alternativ som brensel fornærvarmeanlegg. For et nærvarmeanlegg erkundegrunnlaget og leveringsomfanget min-dre enn for et fjernvarmeanlegg. Biobrensel-anlegg i regi av landbruket har vært en viktigvarmekilde for mange nærvarmeanlegg ogbidratt med 350 GWh siden 2003.

Figur 3.14 Brensel til fjernvarme 2000–2014.

Kilde: SSB

0

500

1000

1500

2000

2500

2000

2001

2002

2003

2004

2005

2006

2007

2008

2009

2010

2011

2012

2013

2014

GW

h

Avfallsforbrenning Oljekjeler Bioenergi Elektrokjeler

Varmepumpeanlegg Gass Spillvarme


Ved flere av ilandføringsstedene er det kraft-verk som bruker gass til produksjon av kraft ogvarme. Dette gjelder varmekraftverket på Mong-stad og gasskraftverkene i Hammerfest og påKårstø. Samlet bruk av naturgass til produksjonav kraft og varme var i 2014 på 4,3 TWh. Det harkun vært stabil produksjon i kraftverkene på Ham-merfest og Mongstad. Naturkraft har søkt omavvikling av gasskraftverket på Kårstø.

I 2014 ble i tillegg 5 TWh naturgass distribuertgjennom distribusjonsrørnettverk eller som små-skala LNG-distribusjon. Den rørbaserte distribu-sjonen utgjør om lag 2 TWh og er avgrenset til deto gassrørnettverkene i Rogaland. Det ene nettethar en lengde på 120 km rør og forsyner brukerepå Haugalandet, mens det andre nettet er 620 kilo-meter og leverer gass i Stavanger-området. Meng-den gass distribuert gjennom de to distribusjons-nettene har vært stabil de siste årene. Kundene eri hovedsak bedrifter som bruker gass til termiskeformål.

De siste ti årene har det vokst frem et markedfor distribusjon av LNG.8 LNG produseres ved firefabrikker i Rogaland og Hordaland, og har en pro-duksjonskapasitet på til sammen 440.000 tonn perår. I tillegg har LNG-anlegget på Melkøya en bety-delig produksjon hvor nesten alt går til eksport.

LNG kan fraktes i tankbiler eller på mindreLNG-frakteskip til mottaksanlegg hos kundene.Ved mottaksanlegget blir LNG regassifisert ogkan benyttes til for eksempel industrielle formål.LNG kan også brukes direkte som drivstoff i skipeller tungtransport. Innenlandsk bruk av LNGutgjorde om lag 3,1 TWh 2014. Om lag en tredje-del ble brukt som drivstoff i ferger, skip og vei-transport, mens resten blir stort sett benyttet iindustrien til termiske formål, jf. figur 3.15.

Det er i dag om lag 70 terminaler i varierendestørrelse som betjener LNG til industrikunder, ogskip som bruker LNG som drivstoff. Leveranseneav LNG har hittil stort sett skjedd med langsiktigeavtaler. De fleste av terminalene er blitt finansiertav LNG-leverandørene, men noen er betalt av kun-dene selv.

I perioden 2004–2011 har Enova bidratt med152 mill. kroner i investeringsstøtte til 9 størremottaksterminaler for LNG. Støtteprogrammet tilEnova for bygging av småskala LNG-anlegg opp-hørte i 2011. Næringslivets NOx-fond har bidratttil å fremme bruken av LNG ved å gi investerings-støtte til skip som bruker LNG som drivstoff og tilomlegginger i industrien fra olje til bruk av LNG.

Overgang til LNG i skip og industri represen-terer miljøgevinster i form av reduserte utslipp avNOx, svoveldioksid og partikkelutslipp. Konverte-ring til naturgass kan også bidra til reduksjon iCO2-utslipp. Det er forbedringene av den lokaleluftkvaliteten som er den viktigste miljøgevinsten.8 LNG er nedkjølt gass i væskeform

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

Kilde: SSB

mill

. Sm

3

0

50

100

150

200

250

300

350

2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014

Tjenesteytende sektor Industri Transport


4 Virkemidler på energiområdet

Energi- og vannressurssektoren i Norge er under-lagt et omfattende lov- og forskriftsverk som erutviklet over lang tid. Lovverket er utformet for åivareta viktige hensyn som god ressursforvalt-ning, forsyningssikkerhet, miljø, verdiskapning,effektiv produksjon, overføring og bruk av energi,samt offentlig eierskap til vannkraftressursene.

Det har skjedd store endringer i virkemiddel-bruken på enkelte områder siden siste energimel-ding ble lagt frem i 1998. EUs energipolitikk ogregelverksutvikling har blant annet fått økendebetydning. Samtidig ligger grunnlaget for myndig-hetenes forvaltning av de norske energiressur-sene, for eksempel gjennom konsesjonsbehand-lingen, i all hovedsak fast.

Kraftmarkedet er regulert gjennom en rekkejuridiske og økonomiske virkemidler, blant annetfor å hindre at nettselskapene utnytter sin mono-polstilling, og for å sikre en forsyningssikkerhetmed god leveringskvalitet.

I Norge benyttes ulike typer virkemidler for åfremme fornybar energi, energieffektivisering ogmer klimavennlig energibruk. Elsertifikatmarke-det med Sverige er et virkemiddel for å fremmeproduksjon av ny fornybar elektrisitet. Det er ogsåen betydelig satsing på omlegging til bruk av for-nybar energi, energieffektivisering og utvikling avenergi- og klimateknologi i Norge. Enova har enviktig rolle i dette arbeidet.

Avgifter, støtteordninger, lover og forskrifter,informasjon og rådgivning inngår også i virkemid-delbruken på energiområdet. Støtte til forskningog utvikling skal bidra til en effektiv utnyttelse ogverdiskaping basert på de norske energiressur-sene.

4.1 Lovverket

Lov- og forskriftsverket innenfor energi- ogvannressurssektoren skal sørge for en samfunns-messig rasjonell forvaltning av energiog vannres-sursene, og sikre at allmenne og private interes-ser blir ivaretatt.

Energiloven har som formål å sikre at produk-sjon, omforming, overføring, omsetning, fordeling

og bruk av energi foregår på en samfunnsmessigrasjonell måte. Det skal tas hensyn til allmenne ogprivate interesser som blir berørt. Loven tilrette-legger for konkurranse innenfor produksjon ogomsetning av elektrisitet. Utbygging og drift avnett er et naturlig monopol, og kontrollen mednettselskapenes inntekter er hjemlet i energi-loven. I medhold av energiloven reguleres ogsåmarkedsplass for omsetning av elektrisk energi,overføringsforbindelser til utlandet, fjernvarmean-legg, systemansvar, leveringskvalitet, energiplan-legging og kraftforsyningsberedskap.

For å kunne bygge et vindkraftanlegg ellerkraftledninger med høy spenning, må tiltakshaversøke om anleggskonsesjon etter energiloven. Forledninger på lavere spenningsnivå i distribusjons-nettet gis nettselskapene en generell områdekon-sesjon. Det betyr at det ikke er nødvendig å søkekonsesjon for hvert enkelt anlegg.

For vannkraft er det nødvendig med konsesjo-ner knyttet til eierskap og ressursutnyttelse somforankres i industrikonsesjonsloven, vassdragsre-guleringsloven og vannressursloven.

For å utnytte vann til produksjon av elektrisitetmå utbygger ha rettigheter til vannfallet. Forandre enn staten kreves det konsesjon etter indus-trikonsesjonsloven for erverv av fallrettigheter.Småkraft uten reguleringsanlegg omfattes ikke avdenne loven. Industrikonsesjonsloven skal sikreat vannkraftressursene forvaltes til beste for fel-lesskapet gjennom offentlig eierskap på statlig,fylkeskommunalt og kommunalt nivå.

Tidligere åpnet loven for at også private aktø-rer kunne gis konsesjon, men med tidsbegrens-ning og vilkår om hjemfall. Hjemfall innebærer atstaten vederlagsfritt overtar vannfall og produk-sjonsanlegg ved konsesjonstidens utløp. EtterEFTA-domstolens avgjørelse i hjemfallssaken i2007 ble industrikonsesjonsloven endret for åsikre offentlig eierskap. Konsesjoner kan i dagbare gis til offentlige aktører. Private kan eie inntil1/3 av selskap som har rettigheter som omfattesav industrikonsesjonsloven. I konsesjoner etterindustrikonsesjonsloven settes det blant annet vil-kår om konsesjonsavgifter og konsesjonskraft.


Mens industrikonsesjonsloven regulerer eier-skapet, kreves det konsesjon etter vassdragsregu-leringsloven for å regulere eller overføre vann forbruk til kraftproduksjon over en viss størrelse.For elvekraftverk med årlig produksjon over 40GWh gjelder også flere av vassdragsregulerings-lovens bestemmelser. I konsesjonen fastsetteshøyeste og laveste tillatte regulerte vannstand imagasiner, og det kan pålegges næringsfond tilutbyggingskommunen. Det fastsettes et manøvre-ringsreglement med vilkår. Dette kan inneholdekrav om minstevannføring og bestemmelser omhvilke vannmengder som skal slippes til uliketider over året. Etter vassdragsreguleringslovenkan det også settes vilkår om konsesjonsavgifterog konsesjonskraft.

I tillegg til vannkraft finnes det en rekke andretyper inngrep i vassdrag. Vannressursloven gjel-der for alle typer tiltak i vassdrag, ikke bare kraft-utbygging. Eksempler på andre typer tiltak kanvære vannuttak til fiskeoppdrettsanlegg eller mas-seuttak. Småkraft blir også behandlet ettervannressursloven. Mindre inngrep som ikke ven-tes å medføre nevneverdig skade eller ulempe forallmenne interesser, trenger ikke konsesjon ettervannressursloven. Også etter vannressurslovenkan det settes en rekke vilkår for å kompensereog avbøte skader.

Havenergilova regulerer fornybar energipro-duksjon og omforming og overføring av elektriskenergi til havs. Loven legger det juridiske grunn-laget for fremtidig utvikling av fornybar energi-produksjon til havs.

Elsertifikatloven regulerer elsertifikatordnin-gen som skal fremme produksjon av fornybarelektrisitet. Elsertifikatordningen er beskrevet ikap. 4.5.

I tillegg til lovene som Olje- og energideparte-mentet forvalter, har en rekke lover og forskrifterbetydning for energiog vannressursområdet.EUs vanndirektiv (2000/60/EF) er gjennomført iNorge gjennom vannforskriften som er hjemlet iforurensningsloven, plan- og bygningsloven ogvannressursloven. Forskriften gir regler om utar-beiding av forvaltningsplaner for å opprettholdeog forbedre miljøtilstanden i ferskvann og kyst-vann. Betydningen av vannforskriften er nærmerebeskrevet i kap. 4.3 og i kap. 15.

Produksjon og overføring av energi kanberøre naturmangfold, og må vurderes etter prin-sippene i naturmangfoldloven. Naturmangfold-loven gjelder for alle sektorer når det offentligeutøver myndighet og treffer beslutninger somberører naturen. Loven skal sikre at naturen tasvare på ved bærekraftig bruk og vern, også slik at

den gir grunnlag for menneskelig aktivitet ogvirksomhet. Reglene i naturmangfoldloven om pri-oriterte arter, utvalgte naturtyper og områdevern,kan også ha betydning for produksjon og over-føring av energi.

Plan- og bygningsloven gjelder i stor gradparallelt med energiog vassdragslovgivningen,men det er gjort viktige unntak. Sentral- og regio-nalnettet er unntatt fra viktige deler av plan- ogbygningsloven, men omfattes av reglene om kon-sekvensutredninger. Forskrift om konsekvens-utredninger stiller egne krav til utredninger av til-tak som konsesjonsbehandles. Byggteknisk for-skrift inneholder energikrav til bygninger.

Dersom en utbygger mangler nødvendige ret-tigheter for å bygge energiog vassdragsanlegg,kan det søkes om ekspropriasjon etter oreignings-lova. Kulturminneloven, forurensingsloven ogreindriftsloven skal der det er relevant, vurderes ikonsesjonsbehandlingen av energiog vassdrags-tiltak. Reindriftsloven skal bevare reindriften somet viktig grunnlag for samisk kultur, i samsvarmed Grunnlovens og folkerettens regler omurfolk og minoriteter.

Forvaltningsloven gir generelle regler omsaksbehandlingen. Loven inneholder regler omblant annet saksforberedelse og klage over enkelt-vedtak, og kommer i tillegg til de spesielle saksbe-handlingsreglene i energiog vannressurslovgiv-ningen.

4.2 Øvrige rammer for konsesjons-behandlingen

Innenfor lovverket er det etablert en rekke ram-mer for konsesjonsbehandlingen slik som planereller retningslinjer.

Samlet plan

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

Planen har som formål å styre utbyggingsrek-kefølgen for de gjenværende vannkraftressur-sene. Rimelige utbyggingsprosjekter med småkonflikter skal realiseres før dyrere prosjektermed større konflikter. Prosjektene er derfor deltinn i ulike kategorier. For prosjekter i kategori I


kan det søkes konsesjon. For prosjekter i kategoriII kan det ikke søkes konsesjon direkte.

Etter behandling av den siste meldingen i 1993har planen ikke vært forelagt Stortinget. Før kon-sesjonsbehandling av et større vannkraftverk mådet gjøres en avklaring mot Samlet plan. Vedtak islike saker fattes av Miljødirektoratet i samrådmed NVE. For prosjekter i kategori II må detsøkes om omplassering til kategori I. Nye prosjek-ter som ikke tidligere er behandlet i Samlet Planbehandles som unntakssøknader. Ved supplerin-gen av Verneplan for vassdrag (St.prp. nr. 75(2003–2004)) ble alle prosjekter på opptil 10 MWeller med årsproduksjon på opptil 50 GWh fritattfor behandling etter Samlet plan. Småkraftverkkan derfor konsesjonsbehandles direkte.

Verneplan for vassdrag

Stortinget har vedtatt fire verneplaner for vass-drag i årene 1973 til 1993, og suppleringer i 2005og 2009. Disse omtales samlet som Verneplan forvassdrag, og omfatter 389 vassdrag eller vass-dragsavsnitt som til sammen utgjør et representa-tivt utsnitt av norsk vassdragsnatur. Verneplanener en bindende instruks fra Stortinget til forvalt-ningen om ikke å gi konsesjon til vannkraft i dissevassdragene. Vernet gjelder først og fremst motkraftutbygging, men verneverdiene skal også tashensyn til ved andre typer inngrep.

Stortinget vedtok ved suppleringen av verne-planen i 2005 at det kan åpnes for konsesjonsbe-handling av vannkraftverk med installert effektinntil 1 MW i vernede vassdrag, med unntak forBjerkreimsvassdraget hvor grensen ble satt til 3MW. Slike prosjekter kan bare tillates dersomhensynet til verneverdiene tillater det. En del ver-nede vassdrag eller deler av vernede vassdrag erogså vernet etter naturmangfoldloven, og flerehar status som nasjonale laksevassdrag i tråd medSt.prp. nr. 79 (2001–2002) og St.prp. nr. 32 (2006–2007).

Retningslinjer og regionale planer

Det er utgitt flere retningslinjer om hvordan ulikehensyn skal vektlegges i konsesjonsbehandlingenav ulike typer energianlegg. Disse skal legges tilgrunn av kommunene, regionale myndigheter ogstatlige etater ved planlegging og ved konsesjons-behandling.

Olje- og energidepartementet og Kommunal-og moderniseringsdepartementet utga i 2015 en

veileder for kommunal behandling av mindrevindkraftanlegg. Regjeringen har lagt til rette forkommunal behandling av mindre vindkraftanlegg,ved at grensen for konsesjonsplikt etter energil-oven for vindkraftanlegg er satt til 1 MW samletinstallert effekt med en begrensning på fem vind-turbiner innenfor hvert prosjekt. Mindre vind-kraftanlegg behandles av kommunene etter plan-og bygningsloven.

Noen fylker har utarbeidet regional plan etterplan- og bygningsloven for småkraft og vindkraft.En slik plan tar ikke stilling til konkrete utbyg-gingsprosjekter, men skal inngå i beslutnings-grunnlaget for konsesjonsbehandlingen, og væreretningsgivende for kommunal og statlig virksom-het. Det er også utarbeidet regionale planer forvåre nasjonale villreinområder. Godkjent regionalplan inngår i beslutningsgrunnlaget for konse-sjonsbehandlingen av enkeltprosjekter.

Tematisk konfliktvurdering for vindkraft

Konfliktvurderingene skal systematisere og kate-gorisere informasjon om mulige konflikter mel-lom planlagte vindkraftanlegg og andre interesser,og legge til rette for avklaring av disse gjennomkonsesjonsbehandlingen. Vurderinger knyttet tilreindrift foretas av Reindriftsforvaltningen, ogtemaer knyttet til forsvaret foretas av Forsvars-bygg. Innen miljø gjøres vurderingene av Miljødi-rektoratet og innen kulturminner av Riksantikva-ren. NVE har ansvaret for å koordinere og sikregjennomføringen av tematiske konfliktvurderin-ger av meldte og konsesjonssøkte vindkraftan-legg.

Kraftsystemutredninger

I henhold til forskrift om energiutredninger skaldet utarbeides kraftsystemutredninger (KSU)annet hvert år. 17 regionale nettselskap utarbei-der KSUer for ulike deler av regionalnettet. Stat-nett utarbeider KSU for transmisjonsnettet.KSUene har en del som er offentlig og en del somav beredskapsmessige grunner er unntatt offent-lighet. Den offentlige delen av transmisjonsnettetsKSU omtales som Nettutviklingsplanen. KSUeneskal gi oversikt over utviklingen av kraftsystemet iNorge, og bidra til en samfunnsøkonomisk rasjo-nell utbygging av regional- og transmisjonsnettet.Utredningene er viktige i NVEs arbeid med vurde-ring av konsesjonssøknader for energianlegg, spe-sielt for større kraftledninger.


Konseptvalgutredning for store kraftledninger

Før nettselskapene kan sende melding om nye,store kraftledninger, skal det gjennomføres enekstern kvalitetssikring av selskapets behovsana-lyse og en utredning av konseptet. Denne ordnin-gen ble innført etter Stortingets behandling avMeld. St. 14 (2011–2012), og er hjemlet i energil-oven. Med store kraftledningsanlegg menesanlegg med spenningsnivå på minst 300 kV oglengde på minst 20 km. Utenlandsforbindelser erikke omfattet av ordningen.

Formålet med ordningen er å styrke ener-gimyndighetenes styring med konseptvalget, syn-liggjøre behov og valg av hovedalternativ, samt åsikre at den faglige kvaliteten på beslutningsun-derlaget er godt. Konseptvalgutredningen over-sendes Olje- og energidepartementet som senderden på høring. Departementet avholder normalthøringsmøte. Etter høringen avgir departementeten uttalelse, før nettselskapet kan melde og søkeom konsesjon. Departementets behandling avkonseptvalg er viktig for at den etterfølgendeplanleggings- og konsesjonsprosessen skal væreeffektiv og ryddig for både myndigheter og inter-essenter. Når behov og konsept forankres godt føren mer detaljert utforming av prosjektet, kan detspares tid senere i prosessen.

4.3 Konsesjonsbehandling

Ved konsesjonsbehandlingen av energitiltakavveies fordeler opp mot ulemper for ulikeinteresser. For å gi konsesjon skal de samlede for-delene for samfunnet overstige ulempene.

Regelverket for konsesjonsbehandling sikrerat ulike hensyn ivaretas. På den ene siden vilutbygging av energiprosjekter bidra til forsynings-sikkerhet og gi økonomiske fordeler for bådeutbygger og samfunnet. På den andre siden vilnaturmangfold, landskap, friluftsliv, fiske, turisme,kulturminner og reindrift kunne bli berørt. Pro-sjektene blir ofte tilpasset underveis i konsesjons-behandlingen, og det kan settes vilkår for å avbøteskader som følge av inngrepet. Vilkårene kanvære tilpasset det enkelte tiltak, eller bli gitt i formav såkalte standardvilkår som gir myndighetenemuligheter til å pålegge avbøtende tiltak ellerkunnskapsinnhenting etter at konsesjonen er tatt ibruk.

Det er flere faktorer som påvirker tidsbrukenfor konsesjonsbehandlingen, blant annet konflikt-grad og kompleksitet i det enkelte prosjekt. Enrekke hensyn og konsekvenser må utredes. Fra

konsesjonsmyndighetenes side blir det lagt storvekt på å koordinere produksjons- og nettsaker isamme område. Behandlingen skal sikre forsvar-lige og helhetlige vurderinger, og samtidig væreeffektiv. Lovverket stiller krav til høring og invol-vering av berørte interesser, og det arrangeresfolkemøter og befaringer på flere stadier i proses-sen.

4.3.1 Saksgangen ved konsesjons-behandling

For å bygge, eie og drive kraftverk, transformator-stasjoner og kraftledninger på høyere spen-ningsnivåer, må det søkes om anleggskonsesjonetter energiloven i hvert enkelt tilfelle. For vann-kraftverk vil det i tillegg være nødvendig med kon-sesjon etter vassdragsreguleringsloven ellervannressursloven, og eventuelt etter industrikon-sesjonsloven.

Ordningen med anleggskonsesjon gjelder foralle elektriske anlegg av en viss størrelse. Vann-kraftverk, vindkraftverk, kraftledninger og termi-ske kraftverk er omfattet.

Forskrift om konsekvensutredninger (KU) harregler for hvilke energitiltak som utløser krav omkonsekvensutredning. For de mindre tiltakeneutføres konsekvensutredninger gjennom denalminnelige konsesjonsbehandlingen. For destore tiltakene må utbygger først sende meldingmed forslag til konsekvensutredningsprogram tilNVE.

En melding NVE mottar, blir lagt ut til offent-lig ettersyn og sendt på høring til lokale myndig-heter og organisasjoner. NVE fastsetter deretterendelig konsekvensutredningsprogram etter å haforelagt et utkast for Klima- og miljødepartemen-tet. Når konsekvensutredningene er gjennom-ført, kan tiltakshaver søke om konsesjon. NVEsender søknaden, sammen med konsekvensutred-ningene, på høring til berørte myndigheter, orga-nisasjoner og grunneiere.

Elvekraftverk med årlig produksjon over 40GWh, samt tiltak som medfører overføring og/eller reguleringer over 500 naturhestekrefter,behandles etter vassdragsreguleringsloven. I slikesaker foretar NVE en forberedende behandling,og oversender innstilling til Olje- og energidepar-tementet. Kongen i statsråd gir endelig konsesjonved kongelig resolusjon. Vassdragsutbyggingersom øker vannkraften i vassdraget med minst20 000 naturhestekrefter, eller hvor betydeligeinteresser står mot hverandre, skal foreleggesStortinget før konsesjon formelt gis av Kongen,


med mindre departementet finner det unødven-dig.

Konsesjonsbehandlingen av kraftledningersom er lenger enn 20 km og på spenningsnivå fraog med 300 kV og oppover, følger samme prosesssom større vannkraftutbygginger. For mindrekraftledninger og for vindkraft gis anleggskonse-sjon av NVE, med mulighet for å klage til Olje- ogenergidepartementet. Det er ikke klageadgang istørre vannkraftog nettsaker der konsesjon gisav Kongen. Saksgangen for større vannkraftsakerer vist i figur 4.1.

Mindre vannkraftverk under 10 MW behand-les av NVE etter vannressursloven. Slike kraftverker underlagt noe enklere saksbehandlingsreglerenn større prosjekter. Fylkeskommunene har fra2010 fått delegert myndighet til å gi konsesjon tilmini- og mikrokraftverk under 1 MW med unntakfor kraftverk i vernede vassdrag. NVE har de sisteårene i stor grad behandlet søknader om små-kraftverk innenfor en region eller et nærmereavgrenset geografisk område samlet. Dette gjørdet lettere å se sakene i sammenheng, vurderesamlet belastning og planlegge nettilknytning.Olje- og energidepartementet er klageinstans forvedtak fattet av NVE og fylkeskommunene.

I tillegg til sektorlovene, skal ny produksjon ogoverføring også vurderes etter annet lovverk. Vedkonsesjonsbehandling av vannkraft skal konse-sjonsmyndighetene for eksempel gjøre vurderin-ger etter vannforskriftens § 12 og naturmangfold-loven. Miljømålene etter vannforskriften hindrerikke utbygging av ny vannkraft.

Fjernvarmeanlegg over 10 MW må ha konse-sjon fra NVE. Fjernvarmeanlegg der samlet ytelseoverstiger 150 MW skal konsekvensutredes. Kon-sesjonsvedtaket kan påklages til Olje- og energi-departementet som fatter endelig avgjørelse.

Etter at konsesjon til et energianlegg er gitt,skal NVE godkjenne detaljerte planer for anleggetfør byggestart. Dette skal sikre at anleggene hol-der seg innenfor rammene som er satt i konsesjo-nen og at krav knyttet til dimensjonering, arealtil-pasning, veier, miljø og private interesser oppfyl-les.

4.3.2 Miljøkonsekvenser ved ulike energiprosjekter

Ethvert energitiltak har konsekvenser for miljøet.Konsekvensene vil variere mellom prosjekter.Nytten vil også variere mye fra prosjekt til pro-sjekt. Avveiningene i konsesjonsbehandlingen erofte knyttet til miljø- og brukerinteresser somreindrift, friluftsliv, fiske, landskap og naturmang-fold, jf. boks 4.1. I enkelte saker kan det være enavveining mellom ulike typer miljøhensyn, foreksempel mellom minstevannføring nedstrøms etmagasin og høy magasinfylling visse tider av året.

Hensynet til naturmangfold er sentralt i konse-sjonsbehandlingen. Viktige verktøy i denne sam-menheng er blant annet Norsk rødliste for arter,rødliste for naturtyper, regionale planer for vill-rein og kartportalen www.naturbase.no. Det skalblant annet tas hensyn til utvalgte naturtyper ogprioriterte arter etter naturmangfoldloven. De

Figur 4.1 Saksgang for utbygging av stor vannkraft.

Melding med forslag til KU-program sendes

NVE NVE sender på høring NVE fastsetter KU-

program Søknad med KU

sendes NVE

NVE sender på høring NVE sender innstilling til OED

OED sender NVEs innstilling på en

begrenset høring

Ved svært store /svært konfliktfylte

prosjekter forelegges saken Stortinget

OED fremmer saken for Kongen i statsråd

Kongen i statsråd gir konsesjon ved

kongelig resolusjon


alminnelige bestemmelser i naturmangfoldlovenkap. II om bærekraftig bruk skal legges til grunnved utøving av myndighet.

Sumvirkninger eller «samlet belastning» er etrelativt nytt begrep i norsk forvaltning. I de sisteårene har det vært et sentralt tema innen mil-jøutredninger, særlig i forbindelse med planleg-ging av vindkraft og liten vannkraft. Det er oftesamspillet mellom flere ulike tiltak og andre påvir-kningsfaktorer som til sammen kan skape uhel-dige sumvirkninger på landskapet og på naturm-angfoldet.

De nasjonale målene for naturmangfold tilsiergod tilstand i økosystemene, at ingen arter ellernaturtyper skal utryddes og at et representativtutvalg av norsk natur skal ivaretas. Målene er itråd med mål i naturmangfoldloven og er konkre-tisert med tiltak i Meld. St. 14 (2015–2016) Naturfor livet – Norsk handlingsplan for naturmangfold.

Ny aktivitet eller nye inngrep som berør vass-drag skal også vurderes etter Vannforskriftens§ 12. Vurderingene foretas som en del av konse-sjonsbehandlingen. Vilkårene i § 12 må være opp-fylt for at det skal kunne gis tillatelse. Vilkårene er

knyttet til behov for avbøtende tiltak, fordeler ogulemper ved utbyggingen og om formålet kanoppnås på en annen måte som er miljømessigvesentlig bedre.

En rekke områder og forekomster er vernet imedhold av ulike lovverk. Dette er områder somer viktige for å ivareta interesser knyttet til land-skap, naturmangfold, friluftsliv, kulturminner ogkulturmiljø. Utbygging innenfor vernede områderer normalt ikke aktuelt. Konfliktpotensialet vedetablering av et energianlegg i eller i nærheten avet vernet område vil avhenge av i hvilken grad til-taket kommer i konflikt med verneverdiene.

Kunnskapen om miljøkonsekvenser og avbø-tende tiltak er mye bedre nå enn tidligere. For-skrift om konsekvensutredning stiller krav til atrelevante tema utredes i forbindelse med søknadom energitiltak. FoU-programmer bidrar til stadigny kunnskap. Like viktig som ny kunnskap er detå ta i bruk eksisterende kunnskap i konsesjonsbe-handlingen. God kunnskap innebærer både etansvar for at miljøverdier blir tilstrekkelig kart-lagt, at kartleggingsdata har god kvalitet, samt atde gjøres tilgjengelig i offentlige databaser.

Boks 4.1 Vanlige miljøkonsekvenser ved ulike energiprosjekter

Vannkraft

Fisk og fiske har historisk sett vært viktige temai forbindelse med vannkraftutbygging. Norgehar et spesielt ansvar for å ta vare på atlantisklaks og har utpekt 52 vassdrag som nasjonalelaksevassdrag. Om lag halvparten av disse erregulerte vassdrag. Fiske er også tradisjonelt enviktig friluftsaktivitet og kan være en viktig delav utmarksbasert næringsvirksomhet. Vann-kraft kan også ha andre negative konsekvenserfor miljøverdier som naturmangfold, kulturmin-ner, friluftsliv og landskap.

Vannkraft som kan gi økt effekt vil fremovervære mer verdifullt for samfunnet. Effektkjøringkan samtidig gi miljøkonsekvenser som må vur-deres i hvert enkelt tilfelle.

Vindkraft

Ved etablering av vindkraftanlegg er særlig fuglutsatt for kollisjoner og forstyrrelser. Viktige

fugletrekk må kartlegges og tas hensyn til.Andre utfordringer er knyttet til landskap, fri-luftsliv, støy, reindrift og naturmangfold mergenerelt. Det er særlig viktig å ta hensyn til land-skap som er sjeldne, har stor opplevelsesverdieller som er nasjonalt viktige kulturlandskap.Norge har blant annet forpliktet seg til den euro-peiske landskapskonvensjonen.

Nett

Etablering av nett kan ha konsekvenser fornaturmangfold, landskap, lokalsamfunn og andrearealinteresser. Visuelle virkninger står sentralt ikonsesjonsbehandlingen. Fugl er den artsgrup-pen som er mest utsatt for påvirkning fra luftled-ninger.


4.3.3 Nye krav til utbygde vannkraftanlegg

Det kan oppstå behov for å endre vilkårene forallerede utbygde vannkraftanlegg. Når tidsbe-grensede vassdragskonsesjoner skal fornyes, stårkonsesjonsmyndigheten i utgangspunktet fritt til åvurdere om det skal gis en ny konsesjon og even-tuelt på hvilke vilkår.

Kravene i konsesjoner for større vannkraftan-legg kan også endres gjennom revisjon hvert tret-tiende år. Så mange som 340 reguleringskonsesjo-ner kan i prinsippet revideres frem mot 2022.Revisjon er så langt bare gjennomført i et fåtallvassdrag. Hovedformålet med en revisjon vil væreå bedre miljøforholdene ved å bringe konsesjons-vilkårene mer i tråd med dagens vilkår. Dette måavveies mot formålet med konsesjonen, som erkraftproduksjon. Revisjon vil innebære en moder-nisering av konsesjonsvilkårene. Privatrettsligeforhold omfattes ikke av en revisjonssak.

Olje- og energidepartementet, i samråd medKlima- og miljødepartementet, ga i 2012 ut ret-ningslinjer for behandlingen av revisjonssaker.NVE og Miljødirektoratet har deretter foretatt engjennomgang av alle vassdragene det kan foretasrevisjon i, og gitt en felles anbefaling om hvilkevassdrag som bør prioriteres med tanke på miljø-forbedrende tiltak som gir krafttap. På bakgrunnav gjennomgangen har departementene gitt nasjo-nale føringer om prioritering. Disse vil bli lagt tilgrunn for vannforvaltningsplanene som Klima- ogmiljødepartementet skal godkjenne i 2016.

Noen vannkraftutbygginger ble gjennomførtfør det ble innført krav om konsesjon. Også i sliketilfeller er det mulighet til å sette vilkår ved i sær-lige tilfeller å innkalle til konsesjonsbehandling.Innkalling kan også være aktuelt i forbindelsemed revisjon, for å se hele vassdraget under ett.Det er også mulighet for i særlige tilfeller å endreenkeltvilkår i konsesjoner som har tillatelse ettervannressursloven. Slik omgjøring kan skje av hen-syn til både allmenne og private interesser.

4.4 Regulering av nettvirksomheten

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

Kraftproduksjon og kraftomsetning er konkur-ranseutsatt virksomhet, og energiloven legger tilgrunn prinsippet om en markedsbasert kraftom-setning. Overføring og distribusjon av elektriskkraft er et naturlig monopol. Kostnadene ved åbygge nett er høye, og det er ikke samfunnsmes-sig rasjonelt å bygge flere konkurrerende nett.

Det er derfor ikke åpnet for konkurranse innenfornettvirksomheten. Nettvirksomheten er underlagtmonopolkontroll.

Nettkundene betaler såkalte punkttariffer foroverføring av strøm. Størrelsen på tariffen eravhengig av nettnivå, men uavhengig av den geo-grafiske avstanden til den man kjøper kraften fra.

4.4.1 Direkte regulering og økonomisk regulering

For å hindre at nettselskapene utnytter sin mono-polstilling er sektoren underlagt omfattende regu-lering. For å bygge, eie og drive nettanlegg er detkrav om konsesjon etter energiloven. Konse-sjonærene er underlagt både direkte reguleringeri form av spesifikke krav og plikter, og insentivba-sert regulering i form av inntektsregulering.Dette skal samlet sett sikre en samfunnsmessigrasjonell drift, utnyttelse og utvikling av nettet.

Den direkte reguleringen skal sørge for atnødvendige investeringer gjennomføres og at net-tet vedlikeholdes og driftes på en tilfredsstillendemåte. Det pålegges spesifikke plikter og krav somnettselskapet må oppfylle, uavhengig av bedrifts-økonomisk lønnsomhet. Den direkte regulerin-gen skal blant annet sikre at alle som ønsker dethar tilgang til nettet, at kapasiteten er tilstrekkeligog leveringskvaliteten tilfredsstillende, og at for-syningssikkerheten opprettholdes i krevende situ-asjoner.

Innenfor rammene av de ulike reguleringenehar nettselskapene betydelig frihet til å velgehvordan kravene skal oppfylles. Inntektsrammere-guleringen skal gi nettselskapene insentiver til åoppfylle kravene på en kostnadseffektiv måte.Dette er viktig fordi en regulert monopolist somautomatisk får dekket alle sine kostnader ikkeuten videre vil ha insentiver til å være kostnadsef-fektiv.

NVE fastsetter årlig en tillatt inntekt for hvertenkelt nettselskap. Denne skal fastsettes slik atinntekten over tid dekker kostnader ved drift ogavskrivning av nettet samt gir en rimelig avkast-ning på investert kapital, gitt effektiv drift, utnyt-telse og utvikling av nettet. Inntektsreguleringenskal ivareta de økonomiske rammebetingelsene tilnettselskapene, samtidig som den skal ivaretanettkundene gjennom å sørge for at størrelsen pånettleien er rimelig.

Nettselskapene får i hovedsak sine inntektergjennom nettleien. Nettselskapene skal fastsettetariffene slik at den faktiske inntekten over tidikke overstiger tillatt inntekt.


Inntektsrammereguleringen skal også ginettselskapene insentiver til å opprettholde leve-ringspåliteligheten i nettet på et optimalt nivå.KILE-ordningen (kvalitetsjusterte inntektsram-mer ved ikke-levert energi) reduserer nettselska-penes tillatte inntekt når det er avbrudd i leverin-gen. I tillegg kan sluttbrukere som oppleverstrømbrudd i over 12 timer kreve å få utbetalt enkompensasjon fra nettselskapet.

I tillegg til direkte og økonomiske regulerin-ger er tilsynsvirksomhet sentralt. NVE er regule-ringsmyndighet og fører løpende tilsyn med nett-virksomheten. NVE har adgang til å gi pålegg ometterlevelse av regelverk og konsesjonsvilkår.

4.4.2 Tariffering

Nettkunder betaler såkalte punkttariffer for over-føring av strøm. Det innebærer at størrelsen påtariffen er avhengig av tilknytningspunktet. Kun-den betaler tariffer til sitt lokale nettselskap og fåradgang til hele kraftmarkedet. Tariffene skal bidratil å dekke kostnader som oppstår i det nettnivåetman er tilknyttet, samt kostnader til overliggendenett.

For uttakskunder har nettnivået man er til-knyttet derfor betydning for størrelsen på tariffen.Uttakskunder som er tilknyttet transmisjonsnettetbetaler nettleie basert på kostnadene i transmi-sjonsnettet. Disse har derfor en lavere tariff ennkunder tilknyttet regionalnettet. Uttakskunder idistribusjonsnettet bidrar til å dekke kostnader ialle de tre nettnivåene.

Produsenter betaler et fastledd1 uavhengig avnettnivået de er tilknyttet. Denne innmatingstarif-fen har i dag et tak på 1,2 øre/kWh.

Som det fremgår av figur 4.2 er det hushold-nings- og fritidsboligkunder tilknyttet distribu-sjonsnettet som samlet betaler mest, etterfulgt avdiverse næringsvirksomhet knyttet til distribu-sjonsnettet.

Tariffene for uttak varierer også mellom deulike nettselskapene. Årsaken er blant annet atnettselskapene operer under ulike rammevilkår,noe som påvirker kostnadene ved å føre fremkraft til kundene. Vanskelige naturgitte overfø-ringsforhold og spredt bosetting kan bidra til høy-ere overføringskostnader. I tillegg er det variasjoni hvor effektivt de ulike nettselskapene driver net-tet.

Det er nettselskapene selv som fastsettertariffene, men de overordnede prinsippene for

tarifferingen er regulert av myndighetene. Netts-elskapenes totale inntekter skal over tid væreinnenfor den tillatte inntekten fastsatt av NVE.Tariffene skal være objektive og ikke-diskrimine-rende, og utforming og differensiering av tarif-fene skal gjøres på bakgrunn av relevante nettfor-hold. Videre skal tariffene i størst mulig grad gilangsiktige signaler om effektiv utnyttelse ogutvikling av nettet. Boks 4.2 omtaler nærmereutforming av de ulike tariffleddene.

I tillegg til de ulike tariffleddene kan nett-selskapene, etter nærmere regler, fastsette etanleggsbidrag for å dekke kostnadene ved nyenettilknytninger eller ved forsterkning av nettet tileksisterende kunder. Formålet med anleggsbidra-get er å synliggjøre kostnadene ved en ny tilknyt-ning eller forsterkning. Kundene skal kunne vur-dere sitt behov for nett opp mot kostnadene detmedfører. I tillegg har anleggsbidraget som for-mål å fordele kostnadene mellom kunden somutløser investeringen og nettselskapets øvrigekunder. Hovedprinsippet er at investeringer i net-tet som utløses av en kunde, betales av kundensom utløser investeringen.1 Se boks 4.2 om tariffutforming for beskrivelse av de ulike

tariffleddene

Figur 4.2 Fordeling av nettselskapenes inntekter etter kundegruppe, 2013.

Kilde: NVE

9 % 1 %

2 %

36 %

52 %

Produsenter

Uttak transmisjonsnett

Uttak regionalnett

Næring distribusjonsnett

Husholdning og fritidsbolig


4.5 Skatter, elsertifikater og andre ordninger

4.5.1 Skattlegging av kraftsektoren

Overskuddet i kraftforetak skattlegges som almin-nelig inntekt på samme måte som i andre foretak.I tillegg beregnes det skatt til staten på grunnren-ten i vannkraftverk. Det ilegges også en naturres-sursskatt (til kommune/fylkeskommune) som erfradragsberettiget krone for krone mot utlignet

skatt til staten. Videre kan kommunene fastsetteeiendomsskatt.

4.5.2 Konsesjonsavgift

Eiere av større vannkraftverk har plikt til å betalekonsesjonsavgifter til staten og kommuner som erberørt av kraftutbyggingen. Avgiften avhenger avkraftgrunnlaget. Kraftgrunnlaget er basert på enteoretisk beregning av effekten som kraftverketkan gi, og beregnes uavhengig av kraftverkets fak-

Boks 4.2 Tariffutforming

Energiledd

Et bærende prinsipp for utforming av optimaletariffer er at brukerne av nettet stilles overfor enpris som er lik den marginale kostnaden disseaktørene påfører nettet på kort sikt. Når strømoverføres gjennom nettet går deler av strømmentapt. Størrelsen på tapet avhenger av den sam-lede belastningen på nettet. Endringen i tapetkan være positiv eller negativ, avhengig av omendret innmating eller uttak øker eller reduse-rer tapene i nettet.

I transmisjons- og regionalnettet og for inn-mating av produksjon i distribusjonsnettet skalenergileddet fastsettes på grunnlag av margi-nale tapskostnader. Uttak- og innmating isamme punkt i transmisjons- og regionalnettethar samme energiledd, men med motsatt for-tegn. For uttak i distribusjonsnettet kan energi-leddet i tillegg dekke en andel av de øvrige fastekostnadene i nettet. I praksis settes energileddeti distribusjonsnettet vesentlig høyere enn margi-naltapskostnadene ved overføring, som antas åutgjøre ca. 5 øre/kWh.

I transmisjonsnettet fastsettes energileddetut fra marginale tapssatser for hvert enkeltutvekslingspunkt multiplisert med områdeprisenfastsatt i day-aheadmarkedet. Det er en adminis-trativ øvre og nedre grense på tapssatsene på +/-15 prosent. Enkelte regionalnett viderefører enslik grense for sin avregning av energileddet, detsamme gjelder for innmating i distribusjonsnet-tet. Tapssatsene beregnes og publiseres i forkantfor dag og natt/helg for kommende uke.

I distribusjonsnettet er det ikke krav tilberegning av punktvise tapsprosenter vedberegning av energileddet. Tapsprosenten set-

tes gjerne lik marginaltapet i nærmeste utveks-lingspunkt med overliggende nett pluss gjen-nomsnittlig marginaltap for området. Energiled-dene blir fastsatt i forkant, ofte for ett år av gan-gen.

Fastledd og effektledd

På grunn av nettets kostnadsstruktur, med høyefaste kostnader og lave kostnader ved løpendebruk, vil ikke inntektene fra marginaltapsleddetvære tilstrekkelig for å dekke de faste kostna-dene. Nettselskapene har derfor andre tariffleddsom sørger for å dekke disse kostnadene, samtgi en rimelig avkastning på investeringene i net-tet.

Alle kunder i distribusjonsnettet betaler etfastledd. Fastleddet dekker kundespesifikkekostnader i tillegg til en andel av øvrige fastekostnader i nettet. Nettselskapene deler kun-dene inn i kundegrupper som tilbys ulike tarif-fer, basert på relevante nettforhold. Det er ikkeuvanlig at husholdninger, fritidsboliger ellernæring tarifferes ulikt fastledd.

For kunder som er effektavregnet, skal det itillegg til fastledd, benyttes et tariffledd basertpå kundens effektuttak i definerte perioder.Effektavregnede kunder er i hovedsak nærings-kunder, men effektavregning benyttes i enkeltedistribusjonsnett for husholdningskunder somhar installert timemåling. Det er varierendepraksis ved fastsettelse av effektgrunnlag. Noennettselskap benytter kundens maksimaleffektper måned, mens andre legger til grunn gjen-nomsnittlig effekt av flere målinger over sammeperiode.


tiske produksjonskapasitet. Kraftgrunnlaget reg-nes i naturhestekrefter (nat.hk.), og blir beregnetut fra regulert vannføring og fallhøyde. Avgiftssat-sen settes normalt til 24 kroner per nat.hk. tilkommuner og 8 kroner til staten i nye konsesjo-ner, men varierer betydelig i tidligere gitte konse-sjoner. Avgiftssatsene er normalt gjenstand forjevnlige justeringer. Kommunene og staten mot-tok 770 millioner kroner i konsesjonsavgifter i2014.

Både industrikonsesjonsloven og vassdragsre-guleringsloven har bestemmelser om konsesjons-avgifter. I konsesjoner gitt i medhold av vannres-sursloven kan det ikke pålegges konsesjonsavgift.

Konsesjonsavgift ble opprinnelig innført for ågi kommunene og staten en kompensasjon forgenerelle skader og ulemper som følge av utbyg-ging av vassdrag, som ikke blir kompensert påannen måte. Videre gir avgiftene kommunene enandel av verdiskapningen.

4.5.3 Konsesjonskraft

Eiere av større vannkraftverk har plikt til å levereinntil 10 prosent av kraftgrunnlaget til utbyggings-kommunen, og eventuelt fylkeskommunen, somkonsesjonskraft.

Hensikten med konsesjonskraftordningen harvært å sikre utbyggingskommunene kraft tilalminnelig forsyning til en rimelig pris. For konse-sjoner gitt før 10. april 1959 fastsettes prisenbasert på en selvkostberegning for det aktuellekraftverket. For konsesjoner gitt etter dennedatoen fastsetter departementet prisen, basert pågjennomsnittlig selvkost for et representativtutvalg av kraftverk. Denne prisen kalles OED-pri-sen, og er for 2016 fastsatt til 11,42 øre/kWh.

Kommuner og fylkeskommuner mottar om lag8,7 TWh konsesjonskraft årlig. Differansen mel-lom prisen på konsesjonskraft og markedsprisenpå kraft gir kommunene inntekter som svingerbetraktelig med kraftprisene. For 2014 er verdienav konsesjonskraften anslått til 1,2 milliarder kro-ner.

4.5.4 Elsertifikater

Norge og Sverige har hatt et felles elsertifikatmar-ked fra 1. januar 2012. Innen 2020 skal Sverige ogNorge øke den årlige fornybare kraftproduksjo-nen med 28,4 TWh. Norske forbrukere skal finan-siere 13,2 TWh og svenske forbrukere 15,2 TWhuavhengig av om produksjonen kommer i Norgeeller i Sverige.

Et elsertifikat er et bevis på at det er produsertén MWh fornybar elektrisitet. Kraftprodusenterfår tildelt ett elsertifikat for hver MWh ny produk-sjon og det er lovpålagt å kjøpe elsertifikater. Detskapes dermed et tilbud og en etterspørsel og detdannes priser på elsertifikater. Når kraftprodusen-tene selger elsertifikatene, og får en inntektutover kraftprisen, bidrar det til en bedre lønn-somhet for utbygging av kraftverk.

Husholdninger, tjenesteytende næring ogdeler av industrien betaler for elsertifikatordnin-gen. Kraftleverandørene står for innkjøp på vegneav sine kunder og elsertifikatkostnaden inngår istrømregningen. Hvor mange elsertifikater sommå kjøpes bestemmes av elsertifikatplikten, somutgjør en andel av kraftforbruket. Elsertifikatplik-ten øker gradvis frem mot 2020 til om lag 20 pro-sent, før den reduseres mot 2035. Kraftleverandø-rene annullerer elsertifikatene 1. april hvert år, ogdet betyr at elsertifikatplikten er oppfylt. Det ileg-ges en avgift dersom plikten ikke er oppfylt.

All ny kraftproduksjon basert på fornybareenergikilder kvalifiserer for elsertifikater. Vedutvidelse av eksisterende anlegg kan det tildeleselsertifikater for den økte produksjonen. Anleggmå være idriftsatt innen 31. desember 2021 for åbli med i ordningen. Det kan tildeles elsertifikateri 15 år, men ikke lenger enn ut 2035.

NVE er ansvarlig for å forvalte og føre tilsynmed elsertifikatordningen på norsk side. Elsertifi-katene eksisterer i to elektroniske registre iNorge og Sverige. Statnett er ansvarlig for driftenav det norske elsertifikatregisteret.

Det er tett samarbeid mellom norske og sven-ske myndigheter om forvaltningen av ordningen.Landene har avtalt at det med jevne mellomromskal være kontrollstasjoner med utredninger ogdrøftelser av eventuelle behov for justeringer. Vedden første kontrollstasjonen ble det gjort noen jus-teringer i elsertifikatsystemet. Lovendringenetrådte i kraft 1. januar 2016. Den andre kontrollsta-sjonen er planlagt slik at eventuelle lovendringerkan tre i kraft fra 1. januar 2018.

4.5.5 Opprinnelsesgarantier og varedekla-rasjon

Opprinnelsesgarantier ble introdusert i fornybar-direktiv I (2001/77/EF). Alle produsenter av for-nybar elektrisitet har rett til å få utstedt opprinnel-sesgarantier. Bestemmelsen om opprinnelsesga-rantier ble videreført i fornybardirektiv II (2009/28/EF), der også fornybar varme og kjøling bleomfattet.


Opprinnelsesgarantier er omsettelige. Etanlegg som er godkjent for opprinnelsesgarantierer godkjent i fem år, deretter må anlegget god-kjennes på nytt.

Flere land deltar i et internasjonalt samarbeidsom sikrer at det blir ført oversikt over kjøp ogsalg av opprinnelsesgarantier. I Norge fører Stat-nett registeret, og NVE fører tilsyn med opprin-nelsesgarantiordningen.

Opprinnelsesgarantier utgjør ikke en støttesom kan sies å utløse utbygging av ny produksjon.Opprinnelsesgarantiene kan brukes i markedsfø-ring. Noen land, herunder Norge, har lagt til rettefor å bruke opprinnelsesgarantier i varedeklara-sjon av strøm. Krav til at elleverandører skal oppgiproduksjonsmiks i en varedeklarasjon følger avEUs elmarkedsdirektiv. Det er ingen krav fra EUsside om å bruke opprinnelsesgarantiene i dennesammenheng. For eksempel kan man bruke pro-duksjonsstatistikken til varedeklarasjon.

Opprinnelsesgarantiordningen berører ikkede forpliktelsene om en fornybarandel i 2020 somNorge har påtatt seg etter EUs fornybardirektiv.Fornybardirektivet baserer seg på offisiell ener-gistatistikk.

4.5.6 Avgifter

Utslipp av klimagasser og andre stoffer til luft erofte nært knyttet til bruk av fossil energi. I en ure-gulert markedsøkonomi er miljøkostnadene vedutslipp til luft ikke priset. Det fører til overforbrukav fossil energi.

For å korrigere for de negative virkningene avforurensing brukes ulike virkemidler. Markeds-svikten kan i utgangspunktet best rettes opp vedat prisen på bruk av fossil energi reflekterer sam-funnets kostnader ved bruk av energien. Dettekan oppnås med riktige utformede miljøavgifter.Generelt bidrar miljøavgifter til å endre produk-sjons- og forbruksmønstre over tid og til at ny tek-nologi utvikles og blir tatt i bruk. Kvotehandels-system for utslippsrettigheter har tilsvarende virk-ning. I Norge er om lag 80 prosent av utslippeneav klimagasser underlagt kvoteplikt eller avgift.Det meste av dette er avgift eller kvoteplikt påbruk av fossile energikilder.

Utslipp av klimagasser i det meste av landba-sert industri, petroleumsvirksomhet og luftfart eromfattet av EUs kvotesystem og står overfor enkvotepris på 50–60 kroner per tonn CO2-ekviva-lenter. Petroleumssektoren og innenriks luftfarter i tillegg ilagt CO2-avgift og betaler nesten 500kroner per tonn CO2.

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

Avgiftsnivået på fossil energi i Norge er blantde høyeste i verden. Ifølge OECD er effektivavgiftssats på drivstoff til veitrafikk i underkant av2000 kroner per tonn CO2. Bare Storbritannia harhøyere avgifter i denne sektoren, mens Sverigeligger på nivå med Norge. I USA er avgiften knapt100 kroner per tonn CO2.

4.6 Forskning og innovasjon

Innovasjonsløpet strekker seg fra grunnforskningfrem til marked. Suksessrik innovasjon er avhen-gig av bidrag fra flere aktører, som teknologiutvi-klere, teknologibrukere, myndigheter og finansi-eringskilder. I tillegg spiller forskningsinfrastruk-turen en vesentlig rolle for utnyttelse av mulighe-ter for test- og demonstrasjon samt verifisering avnye teknologiske løsninger. Interaksjon og samar-beid er viktig for en effektiv innovasjonsprosessog realisering av nye produkter og tjenester.

I all teknologiutvikling er det ulike former formarkedssvikt i de ulike fasene av innovasjonskje-den. Kunnskap kan spres, utnyttes og videreutvi-kles uten at den forringes. Bedrifter som investe-rer i ny teknologi og kunnskap får derfor ikke selvhele gevinsten. I utviklingen av miljøteknologi erdet i tillegg noen særskilte markedsimperfeksjo-ner. Dette innebærer at næringslivet vil investerefor lite i forskning og utvikling generelt, og miljø-teknologi spesielt. Grønn skattekommisjon (NOU2015: 15) omtaler dette temaet, jf. boks 4.3.

Det er viktig at det statlige virkemiddelappara-tet er tilpasset de ulike fasene i innovasjonskje-den. Norge har et solid virkemiddelapparat somforvalter offentlige midler til forskning og innova-sjon innenfor et bredt spekter av energiteknolo-gier. Innsatsen er konsentrert særlig på områderder norske forskningsmiljøer og næringsliv harspesiell kompetanse og posisjon.

Hovedmålet med satsingen på forskning,utvikling og demonstrasjon på energiområdet er åbidra til økt verdiskaping og en sikker, kostnads-effektiv og bærekraftig utnyttelse av de norskeenergiressursene. Forskningsinnsatsen skal bidratil kunnskaps- og kompetansebygging, teknologi-utvikling, reduserte konsekvenser for miljø ogklima, og gi grunnlag for politikkutvikling og godforvaltning av energiressursene. Innsatsen skallegge grunnlag for næringsutvikling på området


og fremme nødvendig omstilling til lavutslipps-samfunnet.

For å bidra til en samordnet, effektiv og mål-rettet forsknings- og teknologiinnsats, ble strategi-organet Energi21 opprettet av Olje- og energide-partementet i 2007. Energi21 favner hele energi-sektoren og gir råd til myndighetene om innret-ningen av offentlige forskningsbevilgninger. Ener-gi21 har et permanent styre med representanterfra energiog leverandørbedrifter, bransjefore-ninger, forsknings- og utdanningsmiljøer ogmyndigheter. Sekretariatet er lagt til Norgesforskningsråd.

Styret i Energi21 har lagt frem en nasjonalstrategi for forskning, utvikling, demonstrasjon ogkommersialisering av ny klimavennlig energitek-nologi. En revidert strategi fra 2014 anbefaler enprioritert satsing på områdene vannkraft, fleksibleenergisystemer, solkraft, offshore vindkraft, ener-gieffektivisering og CO2-håndtering. Energi21anbefaler spesielt at områdene vannkraft og fleksi-ble energisystemer løftes frem.

Norges forskningsråd forvalter det meste avde offentlige forskningsmidlene på energiområ-det. Midlene fordeles til ulike programmer ogstøtteordninger som til sammen tematisk dekkerhele energiområdet, inklusive energieffektivise-ring, fornybar energi og CO2-håndtering. Pro-grammene har virkemidler som dekker langsik-tig, grunnleggende forskning, anvendt forskning,teknologiutvikling, småskala pilotprosjekter samtsamfunnsfaglig forskning. Det offentlige støttergrunnleggende forskning med 100 prosent. Forprosjekter lenger ut i innovasjonskjeden må detprivate bidra med minst 50 prosent egenfinansier-ing. De viktigste satsingene på energiområdet erprogrammet ENERGIX og Forskningssentrenefor miljøvennlig energi (FME).

Olje- og energidepartementet er størstebidragsyter til den offentlig støttede energifors-kningen. Det er i 2016 bevilget om lag 445 mill.kroner til formålet over departementets budsjett. Itillegg bevilger departementet 230 mill. kronergjennom Forskningsrådet og Gassnova til hen-holdsvis FoU og demonstrasjon av CO2-hånd-teringsteknologier gjennom CLIMIT-program-met. Departementet støtter også forvaltningsret-tet forskning gjennom NVE med om lag 23 mill.kroner i 2016.

Forskningsrådets store energiforskningspro-gram, ENERGIX, støtter forskning på fornybarenergi, effektiv energibruk, miljøvennlig energi itransport, et bærekraftig energisystem og ener-gipolitikk. Programmet dekker både teknologisk,naturvitenskapelig, samfunnsvitenskapelig oghumanistisk forskning og utvikling. ENERGIXretter seg mot norske bedrifter og forskningsmil-jøer for å videreutvikle energinæringen og andretilknyttede næringer. Gjennom programmet sti-muleres det til deltakelse i internasjonaltforskningssamarbeid.

Forskningssentrene for miljøvennlig energi(FME) er en satsing på forskning innenfor forny-bar energi, energieffektivisering, CO2-håndteringog samfunnsvitenskap. FME-ene innebærer lang-siktig samarbeid mellom de beste forskningsmil-jøene, bedrifter og myndigheter innenfor priori-terte tematiske områder. Sentrene finansieres

Boks 4.3 Grønn skattekommisjon om utvikling av miljøteknologi

Grønn skattekommisjon argumenterer for atdet er gode grunner til å ha en spesiell innsatsfor utvikling av miljøteknologi. De viser til atmange miljøproblemer ikke har vært tilstrek-kelig regulert historisk, og det er derfor for-sket for lite på miljø- og klimavennlige teknolo-gier. Det innebærer at den eksisterende kunn-skapsbasen er smal. Den samfunnsøkono-miske gevinsten av innovasjoner på detteområdet er derfor svært høy. Kommisjonenviser også til at fremtidig miljøpolitikk vilpåvirke lønnsomheten av innovasjoner på mil-jøområdet. Usikkerhet om fremtidig politikkkan også bidra til for liten innsats på forskningog utvikling fra markedsaktørenes side.

Når en teknologi er ferdig utviklet, og skaltas ut i markedet, vil det også være eksternali-teter. En positiv eksternalitet er at det skjer enlæring, særlig i en tidlig fase, som gjør at kost-nadene kan falle betydelig. For å få spredningav teknologi vil den generelle miljøpolitikkenog forventningene til fremtidig politikk væreviktig, for eksempel at det påløper kostnaderved utslipp av klimagasser. Det kan argumen-teres for å sette avgifter som er høyere enn detsom reflekterer skaden ved utslipp. Direktereguleringer som teknologikrav kan ogsåbidra til at innovasjoner blir spredt.

Kommisjonen anbefaler en kombinasjonav miljøavgifter og økonomisk støtte til tekno-logiutvikling. Miljøteknologi bør støttes spesi-elt, også i spredningsfasen. Kommisjonenanbefaler også at Norge deltar i internasjonaltsamarbeid innen miljøteknologiutvikling.


med 50 prosent av Norges forskningsråd, somskal utløse 25 prosent egeninnsats fra de delta-kende forskningsinstitusjoner, og minimum 25prosent finansiering fra næringslivsaktører ellerandre brukerpartnere. Brukerpartnere skal deltaaktivt i senterets styring, finansiering ogforskning. Målet med FME-ordningen er å løsesentrale utfordringer på energiområdet, utvikleløsninger for lavutslippssamfunnet og styrke inno-vasjonsevnen i næringslivet. Det ble i 2009 eta-blert åtte teknologisk rettede sentre og i 2011 tresamfunnsvitenskapelige sentre. Sentrene kan haen varighet på inntil åtte år.

For å hente ut gevinster fra forskning og tek-nologiutvikling er det nødvendig å fortsette inn-satsen også i den siste delen av innovasjonskje-den. Enova fyller rollen når det gjelder modningog markedsintroduksjon av ny energiog klima-teknologi og tilbyr investeringsstøtte til demon-strasjonsprosjekter av nye energiog klimatekno-logier under reelle driftsforhold. Det vises til nær-mere omtale av Enovas satsing på energiog kli-mateknologi.

Deltakelse i internasjonalt FoU-samarbeid påenergiområdet har høy prioritet og er et viktigsupplement til den nasjonale forskningen. Et tettog godt samarbeid på tvers av landegrensenebidrar til å løse felles utfordringer, heve det fag-lige nivået i norske forsknings- og teknologimil-jøer, danne kunnskapsgrunnlag for og åpne dørerfor næringslivssamarbeid.

Horisont 2020 er EUs rammeprogram forforskning og innovasjon for perioden 2014–2020,og er den klart viktigste internasjonale samar-beidsarenaen for norske energiforskningsaktø-rer. Tematisk treffer energiprogrammet i Hori-sont 2020 den norske forskningssatsingen godt.Norske forskningsmiljøer og næringslivet hargenerelt hatt god uttelling i søknadsrundeneinnenfor energidelen av EUs rammeprogrammerfor forskning.

Det internasjonale energibyrået (IEA) har opp-rettet en rekke forskningsprogrammer knyttet tilulike energitemaer. Norge er medlem i flere slikesamarbeidsprogrammer. De utøvende deltakernefra norsk side kan være fra industrien, fraforskningsmiljøene eller fra myndighetene.

Nordisk energiforskning (NEF) er en institu-sjon under Nordisk ministerråd. Den skal styrkede nasjonale programmene og forskningsinstitu-sjonene i Norden, og bidra til en felles strategi forforskning og utvikling på de deler av energiområ-det som er av felles nordisk interesse.

Gjennom de næringsrettede virkemidlene skalden offentlige støtten forsterke næringslivets

egen satsing på forskning og innovasjon. Midleneskal gå til prosjekter med samfunnsøkonomisknytte, som uten den offentlige støtten ikke villeblitt realisert, eller blitt realisert i et mindreomfang enn samfunnsøkonomisk optimalt. Et vik-tig mål er å styrke kompetansen i norskeforskningsmiljøer som kan bygge opp undernæringslivets satsing på ny energiteknologi, ogvidereutvikle en norskbasert energinæring somer konkurransedyktig både nasjonalt og interna-sjonalt og som kan bidra til verdiskaping og sys-selsetting.

For å kunne videreutvikle forvaltningen avenergiressursene, er det også en viktig målset-ning at energiforskningen resulterer i relevantkunnskap og metodeutvikling. Dette innebærer atforskningsmiljøene og brukerne i offentlig forvalt-ning må ha tett kontakt.

Regjeringen mener at offentlig sektor kanspille en viktig rolle som pådriver for innovasjongjennom sine anskaffelser. Stor innkjøpsmakt ogbetydelig evne til å bære risiko, gjør at staten ogkommunene aktivt kan benytte sin bestillerrolletil å fremme innovasjon i mange næringer. Det erstore muligheter for å øke innovasjonen i offentligsektor og i norsk næringsliv gjennom offentligeanskaffelser, også på energiog klimaområdet.For eksempel ble verdens første elektriske fergeutviklet som resultat av samarbeid mellom mari-tim sektor og Statens vegvesen.

4.7 Enova

4.7.1 Innledning

Enova er et statsforetak og har over tid vært etviktig virkemiddel i arbeidet med miljøvennligomlegging av energibruk og energiproduksjonsamt utvikling av energiog klimateknologi. Virk-somheten finansieres gjennom energifondet, somi 2016 blir tilført om lag 2,3 mrd. kroner. Gjennommålrettede programmer tilbyr Enova investerings-støtte på en rekke forskjellige områder.

En viktig forutsetning for bruken av investe-ringsstøtte er at virkemiddelet er kostnadseffek-tivt. Enova skal få mest mulig igjen i form av kWhfor den støtten som gis. Støttenivået måles i støtteper energiresultat (kr/kWh), jf tabell 4.1.

Det er nå 15 år siden Enova ble opprettet.Foretaket har utviklet et omfattende virkemid-delapparat rettet mot alle sektorer i samfunnet.Det har variert hva som har vært tyngdepunktet iarbeidet, jf. figur 4.3. Fra 2006 til 2008 var det storinteresse for å utvikle varmeløsninger basert på


fornybare energikilder, særlig fjernvarme og småvarmesentraler. Stortingets mål i 1999 om 4 TWhvannbåren varme basert på fornybare energikil-der i 2010, ble nådd med god margin. Fjernvarmeer nå etablert i de største byene.

Innen yrkesbygg var det stor aktivitet fra 2010til 2013. I 2011 etablerte Enova særlige program-mer rettet mot passivhus og lavenergibygg og detble stor respons på ordningen. Energieffektiveyrkesbygg er i dag mer attraktive enn andre bygg.Enova har avviklet denne særskilte satsingenfordi ønsket markedsendring er oppnådd.

Det er innen industrien Enova har høstet mestenergiresultater per krone de senere år. Aktivite-ten varierer fra å stimulere til energiledelse i storeog små virksomheter, til store energigjenvinnings-porsjekter og energieffektiviseringstiltak i kraftin-tensiv industri. Enova har faste kontaktpunktermed de største industrivirksomhetene for å bistå ivurderinger av hvilke tiltak som kan gjøres, og forå være til stede når selskapene er klare til å tainvesteringsbeslutninger.

Frem til innføring av elsertifikatsystemet i2012 hadde Enova ansvaret for tilskudd til vind-kraft. Det ble rekruttert mange prosjekter i 2009og 2010 da om lag halvparten av midlene gikk tilvindkraft.

Enova har hatt jevn aktivitet på boligområdetmed satsinger på forbildeprosjekter innen nybyggog rehabilitering, og støtteordning for energitiltaki private husholdninger. Enova har hele tiden hatten nasjonal informasjons- og rådgivningstjenestesom gratis gir råd til privatpersoner om energitil-tak. Boligprogrammene har historisk sett gitt

lavest resultater per krone, sett bort fra energi- ogklimateknologisatsingen.

Enova har snudd seg etter de markedsmulig-hetene som har vært til stede. Foretaket har hatttilstrekkelig med frihetsgrader og forutsigbarhet ifinansieringen til å være til stede på kritiske tids-punkt når markedene har løsnet.

Fremover blir Enova viktig i utviklingen av etlavutslippssamfunn, og er et supplement til EUskvotehandelssystem.

Enova fikk overført Transnovas oppgaver frajanuar 2015. Med denne utvidelsen dekker Enovanesten alle sektorer med energibruk og klima-gassutslipp. Transportsektoren sto for 26 prosentav de totale klimagassutslippene i Norge i 2014.

Da Enova fikk ansvar for transportområdetbenyttet de innarbeidede metoder for å avdekkebarrierer for omstilling. I oktober 2015 lanserteEnova en rekke programmer som dekker trans-portsektoren:– Støtte til energiledelse– Støtte til energitiltak i skip– Støtte til energitiltak i landtransport– Støtte til energiog klimateknologi i transport– Støtte til biogass og biodrivstoff– Støtte til ladeinfrastruktur– Støtte til landstrøm.

Enova har rettet oppmerksomheten mot å utviklemarkedet for produksjon og distribusjon av forny-bare drivstoff for null- og lavutslippskjøretøy, bådefor person- og godstransport. Elektrifisering, medblant annet utvikling av hurtigladestasjoner forelbiler og landstrømanlegg for skip, er en viktigdel av dette arbeidet. Enova følger også mulighe-

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

Tabell 4.1 Støttenivå innenfor Energifondet 2012–2015 (Eksklusive ny energiog klimateknologi).

Gjennom-snittliglevetid 2012 2013 2014 2015 2012–2015

Fornybar varme 20 år 92 4,6 117 5,9 112 5,6 132 6,6 112 5,6

Industri 15 år 91 6,0 57 3,8 68 4,5 57 3,8 69 4,6

Transport 15 år – – – – – – 62 4,2 62 4,2

Anlegg 15 år 56 3,7 80 5,3 99 6,6 106 7,1 94 6,3

Yrkesbygg 15 år 103 6,9 145 9,7 106 7,1 111 7,4 117 7,8

Bolig 15 år 209 14,0 385 25,7 198 13,2 235 15,7 252 16,8

Totalt 97 6,1 116 6,7 89 5,4 89 5,4 97 6,1


tene for å konvertere til andre drivstoff somhydrogen, bioenergi og gass. I skipsfarten er detbetydelige muligheter for energieffektivisering,tiltak som har store teknologiske likhetstrekkmed den tradisjonelle energieffektiviseringen iindustrien. Teknologiutvikling vil være et viktigelement også i transportsatsingen, for eksempelknyttet til hydrogen og i maritim sektor.

4.7.2 Enovas rolle i utvikling av energiog klimateknologi

Utvikling av energiog klimateknologi utgjør enviktig del av arbeidet med å begrense og reduseremiljø- og klimabelastningen på energiområdet.Det omfatter både utvikling av energiteknologibasert på fornybare energikilder og teknologi forå effektivisere forbruket av energi. De store gjen-nombruddene på teknologisiden må ventes åkomme fra en samlet internasjonal innsats påområdet. Norske forskningsmiljøer driver omfat-

tende forskning på energiog miljøteknologi gene-relt og deltar aktivt i det internasjonaleforskningssamarbeidet. I tillegg har Norge ensærlig satsing på utvikling av energiog klimatek-nologi gjennom Enova.

Enovas energiog klimateknologisatsing blevesentlig styrket etter klimaforliket i 2012. Innsat-sen er rettet inn mot den siste delen av enforsknings- og utviklingsfase, der det er behov forå teste en teknologi i full skala.

I klimaforliket ble det lagt særlig vekt på atEnova kunne støtte fullskala demonstrasjonspro-sjekter i industrien. I styringsavtalen fra 2012 bledet lagt til grunn at Enova skulle stille minimum10 prosent av midlene til disposisjon for utviklingav energiog klimateknologi i industrien. Satsin-gen utløste stor interesse fra industrien og i 2015gikk 36 prosent av Enovas tildelte støtte til innova-tive prosjekter i industrien.

Industriprosjektene har til dels vært sværtstore. I 2014 tildelte Enova 1,5 mrd. kroner i støtte

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

Kilde: Enova

0

500

1000

1500

2000

2500

3000

0

500

1000

1500

2000

2500

3000

3500

2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015

Fornybar varme Industri Anlegg

Yrkesbygg Bolig Energi- og klimateknologi

Biobrenselforedling Fornybar kraft Transport

Tilførte midler (høyre akse)

mill. kr

mill

. kr


til Hydros pilotprosjekt for energieffektiv alumini-umsproduksjon på Karmøy. I 2015 tildelte Enova380 mill. kroner til Glencore Nikkelverk, 122 mill.kroner til Tizir og 288 mill. kroner til Alcoa forprosjekter knyttet til ulike typer avanserte smelte-verk- og elektrolyseteknologi. Dersom de lykkes,

vil disse prosjektene, på hver sin måte, føre til atproduksjon kan skje mer energieffektivt og medmindre klimagassutslipp.

Industrien opererer i et internasjonalt markedog det ligger godt til rette for at innovasjoner påområdet over tid kan få en stor spredning. Enovaskal i henhold til styringsavtalen prioritere pro-sjekter med spredningspotensial, både nasjonaltog internasjonalt.

4.7.3 Enovas arbeidsmåte

Barrierene for energiog klimatiltak varierersterkt fra område til område, og de krever uliketilnærminger. Det er viktig å kjenne og forstå deulike bransjene for å kunne bidra til å realisereenergi- og klimaresultater på en effektiv måte. Itråd med Stortingets forutsetninger ved opprettel-sen av Enova, blir den operative virksomheten forenergiomlegging håndtert ut fra faglige prinsip-per og kunnskap om markedene.

En målrettet satsing kan bidra til at nye tekno-logier og metoder blir konkurransedyktige utenstøtte på sikt.

Departementets styring av Enova er på etoverordnet nivå. Avtalen om forvaltningen av mid-lene i Energifondet er viktig. Gjennom avtaledrøf-tinger avstemmer departementet sine forventnin-ger til konkrete resultater mot Enovas vurderin-ger av hva det er mulig å oppnå. Innenfor ram-mene i avtalen må Enova prioritere mellom områ-der, utforme programmer og tildele støtte tilenkeltprosjekter slik at målene nås. Dette inne-bærer at Enova må ha attraktive programmer, ret-tet mot definerte barrierer, og markedsføre sinetilbud slik at de får inn gode søknader om prosjek-ter.

Energifondet får i dag inntekter i hovedsak fraet særskilt påslag på nettariffen og avkastningenfra Fondet for klima, fornybar energi og energi-omlegging. Påslaget på nettariffen er 1 øre/kWhfor husholdningskunder og 800 kroner per måle-punkt/år for næringskunder og andre kunder.Kapitalen i Fondet for klima, fornybar energi ogenergieffektivisering er på 67,75 mrd. kroner. I2016 tilføres Energifondet 2,3 mrd. kroner, her-under 1566 mill. kroner i avkastning fra Fondet forklima, fornybar energi og energiomlegging og omlag 630 mill. kroner fra påslaget på nettariffen.Den langsiktige finansieringsmodellen er en vik-tig forutsetning for at Enova kan være en trover-dig dialogpartner i markedet generelt og i forbin-delse med store prosjekter spesielt.

Boks 4.4 Nærmere om bakgrunnen for Enovas

virksomhet

Det er en betydelig satsing på økt bruk av for-nybar energi, energieffektivisering og utvik-ling av energiog klimateknologi i Norge.Begrunnelsene for politikken har variert.

På 1970-tallet var det oppmerksomhet omenergieffektivisering og «alternative energikil-der», ikke minst på grunn av at oljeprisen varhøy. Senere ble miljøhensyn vektlagt sterkere,og da særlig naturinngrep og luftforurensing.Fra 1989 var arbeidet begrunnet mer ut fraønsket om å redusere utslippene av klimagas-ser. Det har også vært argumentert med at deter ulike typer markedssvikt som tilsier at myn-dighetene bør gripe inn.

I St.meld. nr. 29 (1998–99) om energipoli-tikken ble det lagt opp til at energipolitikkenskulle underbygge en ambisiøs miljøpolitikk.Det ble presentert en strategi for en mer diver-sifisert energisektor og det ble satt mål forvannbåren varme og vindkraft. En viktig del avpolitikken var å begrense bruken av elektrisi-tet og fossile energikilder. Opprettelsen avEnova i 2001 var sentral i oppfølgingen av mel-dingen.

St.meld. nr. 18 (2003–2004) om forsynings-sikkerheten for strøm ble fremmet i etterkantav den kritiske kraftsituasjonen i 2002–2003.Politikken for å redusere sårbarheten for svikti tilsiget ble blant annet rettet mot å styrke inn-satsen på miljøvennlig omlegging av energi-bruk og -produksjon.

De senere årene har arbeidet med åbegrense klimagassutslipp blitt et viktigereelement i politikkutformingen. Det er lagt tilrette for at elektrisitet blir tatt i bruk for åbidra til reduserte klimagassutslipp i trans-portsektoren og i petroleumsvirksomheten påsokkelen. Utvikling av energiog klimatekno-logi er blitt en stor del av virksomheten. Sat-singen skal være med å bidra til en utviklingmot et lavutslippssamfunn i 2050.


Det kvantitative resultatmålet har tradisjoneltfått stor oppmerksomhet. I departementets avtalemed Enova for perioden 2012–2016 er det satt etmål om å utløse 7 TWh i energiog klimaresulta-ter. Alene sier ikke resultatmålet så mye om hvor-dan Enova skal innrette sin virksomhet, men detansporer til effektivitet og det gir et viktig grunn-lag for styringsdialogen. Det signaliserer også tilmarkedet at det er knappe midler til disposisjon.

Resultatrapporteringen er basert på kontrakts-festede resultater, som justeres etter hvert somprosjektene ferdigstilles og kommer i drift. Det tarflere år før prosjektene er i drift. Det tar ytterli-gere tid før nye teknologier og arbeidsmetoderblir alminnelig brukt i markedet. Resultatmålet girlikevel en tidlig indikasjon på aktiviteten.

Det er mange elementer som er viktige i sty-ringen av Enova. Arbeidsfeltet må beskrives i avta-len. Enova har i dag et bredt arbeidsfelt. Over tidhar virksomheten blitt stadig mer rettet mot klimaog teknologiutvikling.

Et annet viktig element i avtalen er at Enovaskal søke å innrette sine virkemidler slik at de kanskape varige markedsendringer. Det vil si atEnova ideelt sett skal kunne avvikle programmeretter en viss tid. Et godt eksempel på at Enova haroppnådd et slikt resultat har vi sett i næringsbygg-segmentet, der det har blitt nokså vanlig å byggemer energieffektive bygg enn det som kreves ihenhold til byggforskriftene. Enova har derfor ret-tet sin støtte til næringsbygg mot de mer ambisi-øse prosjektene, slik at markedet kan utvikle segytterligere.

For arbeidet med energi og klimateknologi erdet fastsatt et særlig mål om at satsingen skalbidra til reduksjon av klimagassutslipp og byggeopp under utviklingen av energiomlegging på langsikt. Enovas satsing skal være rettet mot utviklingav ny teknologi og løsninger nær markedsintro-duksjon.

4.8 Andre virkemidler knyttet til energibruk

4.8.1 Regulatoriske virkemidler

Energikrav til bygninger

I Norge har det vært energikrav til nye bygg siden1949. Energikravene har blitt revidert og skjerpeten rekke ganger, senest 1. januar 2016.

Energikravene gjelder også i forbindelse medsøknadspliktige rehabiliteringer. Det stilles imid-lertid kun krav til de deler av bygget som inngår iselve tiltaket. Rehabilitering av bygg gjennomfø-res sjelden av energihensyn alene. Energieffekti-viseringstiltak på bygningskroppen gjennomføresofte i sammenheng med andre nødvendige utbe-dringer. Kostnadene ved å gjennomføre energief-fektiviseringstiltaket vil da kunne reduseres.

Det stilles krav til energiforsyningen i nyebygg. Det er forbudt å installere varmeinstallasjo-ner for fossilt brensel. Fra 2016 er det full adgangtil å basere seg på elektrisk oppvarming i allebygg. I svært energieffektive bygg blir konse-kvensene for energisystemet ved valg av elektriskoppvarming begrenset. Lønnsomheten vedvannbårne varmeløsninger svekkes også nårenergibehovet reduseres, særlig i små bygg. Ibygg over 1000 m2 skal det tilrettelegges slik atdet kan skiftes energibærer senere. I småhus er

Boks 4.5 Om opprettelsen av Enova

Tidligere arbeidet både NVE og distribusjons-selskapene med tiltak for energiomlegging. ISt.meld. nr. 29 (1998–99) om energipolitikkenble det klart at det var behov for en ny organi-sering dersom man skulle få en slagkraftig ogeffektiv omlegging av energibruk- og produk-sjon.

Stortinget tok stilling til den konkreteorganiseringen av satsingen ved behandlingenav Ot.prp. nr. 35 (2000–2001), jf. Innst. O. nr.59 (2000–2001). Stortinget la vekt på at ensamling av virksomheten i én institusjon villelegge til rette for at konkrete mål ble nådd påen langt mer effektiv måte. Målet måtte være åskaffe flest mulig miljøvennlige og sparteenergienheter på en mest mulig kostnadsef-fektiv måte. Det var enighet om at omleggin-gen måtte føre til en mer markedsorientert vir-kemiddelbruk. Det ble lagt til grunn at en merlangsiktig finansiering ville gi bedre forutsig-barhet og mer stabile finansieringsrammer forarbeidet. For å sikre dette ble Energifondetetablert ved opprettelsen av Enova.

Enova SF ble stiftet ved kongelig resolu-sjon av 1. juni 2001 med virkning fra 22. juni2001. Det ble etablert en klar ansvars- og rolle-fordeling der departementet skulle sette kon-krete resultatmål og følge opp resultatene.Enova skulle stå for den operative forvaltnin-gen av midlene i Energifondet gjennom utvik-ling av programmer og prioritering mellomprosjekter.


det krav til at det skal være pipe. Ved siste revisjonav energikravene i forskriften ble det innført noefleksibilitet mellom å etablere en mer energieffek-tiv bygningskropp og installasjon av solceller.

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

Energieffektivitetskravene bidrar til å begren-se energibruken om vinteren og gir dermed min-dre effektbehov. Full adgang til å etablere bygge-ne med kun elektrisk oppvarming trekker i mot-satt retning.

Utfasing av oljefyr

Som et ledd i energiomlegging for eksisterendebygninger, har Stortinget bedt regjeringen inn-føre et forbud mot bruk av fossil olje til oppvar-ming i bygninger. I klimaforliket fra 2012, vedtak563 (2012) jf. Innst. 390 S (2011–2012), ba Stortin-get regjeringen om å innføre et forbud mot fyringmed fossil olje i husholdninger og til grunnlast iøvrige bygg i 2020. Stortinget har senere bedtregjeringen om å vurdere å utvide forbudet tilogså å omfatte topplast, vedtak 387 (2015) jf.Innst. 147 S (2014–2015), og i tillegg om å kommetilbake til Stortinget med forslag om virkemidlerfor å fase ut fossil olje i fjernvarme og gjøre fjern-varme mest mulig ressurseffektiv, jf. Innst. 192 S(2014–2015).

Tradisjonelt har oljefyring og ved vært demest utbredte lokale energiløsningene, og det harfungert i et godt samspill med kraftsystemet.Høye avgifter og forventninger om at det blir for-budt å bruke fossil olje til oppvarming av bygnin-ger har imidlertid gjort at bruken av fossil olje erpå vei ned. Fra et energisystemperspektiv er detgunstig å finne nye varmeløsninger som ikkebelaster kraftsystemet vinterstid.

Tilknytningsplikt til fjernvarme

For fjernvarme er lønnsomheten helt avhengig avat tilstrekkelig mange kunder er tilknyttet, etter-som kostnadene per kunde synker kraftig medøkt utnyttelse av kapasiteten. Kommunene kanbestemme at nye bygg skal ha tilknytningsplikt tilfjernvarme i områder der det er fjernvarmekonse-sjon. Det er ikke anledning til å kreve tilknytnings-plikt for eksisterende bygg. Tilknytningspliktener et redskap som kommunene kan benytte for åsikre at det blir bygd ut fjernvarme. Det kan værekrevende å koordinere prosjektene i et fritt mar-ked.

I samarbeid med Olje- og energidepartemen-tet utga Kommunal- og moderniseringsdeparte-mentet i 2014 en veileder til kommunene om brukav tilknytningsplikten for fjernvarme. I veilederenblir det understreket at kommunene selv har storfrihet til å tilpasse bruken av tilknytningsplikten,for eksempel ved å bestemme hvilke typer byggsom skal knyttes til fjernvarmen og hvilke områ-der. Det påhviler fjernvarmeselskapet et ansvarfor å gi et godt informasjonsgrunnlag til kommu-nen i forkant av beslutninger om tilknytningspliktog bidra aktivt til effektivt planarbeid i kommunenpå dette området.

4.8.2 Merkeordninger

Energimerkeordningen og inspeksjon av tekniske anlegg

I Norge ble det fra 1. juli 2010 et krav om at alleboliger og bygninger som oppføres, selges ellerleies ut må ha en energiattest. Yrkesbygningerover 1000 m2 skal til enhver tid ha en energiattestsom er synlig for bygningens brukere. Energi-merkeordningen skal bidra til mer kunnskap ogoppmerksomhet om energibruken i bygningsmas-sen. Det ble også obligatorisk med energivurde-ring av større fyrings- og klimaanlegg for å stimu-lere til gode rutiner for drift og ettersyn av anleg-gene.

NVE har forvaltet energimerkeordningen ogordningen for energivurdering av tekniske anleggsiden oppstarten i 2010. NVE driver i tillegg tilsynog kan utstede sanksjoner dersom kravene i ener-gimerkeforskriften ikke etterleves.

Energiattesten består av en energikarakter, enoppvarmingskarakter og en liste over anbefalteenergieffektiviseringstiltak. Energikarakteren gårfra A (svært effektiv) til G (lite energieffektiv).Energikarakteren er basert på en beregning avbehovet for levert energi til bygget, og ikke fak-tisk målt energibruk. Oppvarmingskarakteren erillustrert med en farge som går fra grønn til rød.Oppvarmingskarakteren forteller i hvor stor gradbygningen kan varmes opp med andre energiva-rer enn fossilt brensel og strøm.

NVE har utviklet og drifter et web-basert sys-tem for energimerking. Energimerking av boligerkan gjennomføres gratis på internett av boligeierselv. Energimerkesystemet inkluderer et stortavansert bibliotek av objektive verdier som leggergrunnlaget for energiattesten basert på bruke-rens oppgitte informasjon om det spesifikke byg-get. Brukerens oppgitte informasjon om bygget ersynlig i energiattesten for kontroll. Boligeiere kan


også velge å la en ekspert energimerke boligen.Yrkesbygg og nybygg må energimerkes aveksperter.

NVEs energimerkesystem har lagt grunnlagetfor høy etterlevelse av kravet om energimerking iboligmarkedet. Andre europeiske land har på sinside slitt med etterlevelse av kravet om energi-merking. I februar 2016 var det siden oppstart avNVEs energimerkeordning registrert totalt nær-mere 590 000 energiattester, de fleste av disse forboliger.

Energivurdering av større fyrings- og klimaan-legg skal som hovedregel gjennomføres hvertfjerde år. I februar 2016 var det siden oppstart avordningen registrert i overkant av 20 000 ener-givurderinger, de fleste av disse for ventilasjons-anlegg.

Krav til miljøvennlig utforming og energimerking av produkter

Det stilles krav til en rekke produkter som harinnvirkning på energibruken.

Energirelaterte produkter som omfattes avenergimerkedirektivet (2010/30/EU) skal forsy-nes med et energimerke som skal hjelpe forbru-keren å velge de mest energieffektive produktene.Energirelaterte produkter som omfattes av økode-signdirektivet (2009/125/EF) må blant annet opp-fylle visse energikrav som en forutsetning for atproduktene skal få bære CE-merket som er inn-gangsbilletten til EØS-markedet.

Økodesign- og energimerkekravene gjelderforeløpig først og fremst husholdningsprodukter.

Kravene er harmoniserte og gjelder innenfor heleEØS-området. NVE deltar i regelverksutformin-gen og fører tilsyn med ordningene. Disse direkti-vene er nærmere omtalt i kap. 6.

4.8.3 Måling og informasjon for bedre energibruk

For å sikre effektiv utnyttelse av energiressurseneer det viktig at forbrukerne har god informasjonom energipriser og kostnader ved ulike tiltak somkan påvirke energibruken. Det er avgjørende atforbruket blir målt slik at aktørene kan vurderelønnsomheten ved energieffektivisering eller kon-vertering av energibærer. Energibruken vil blihøyere hvis forbruket i store bygg måles kollek-tivt, enn dersom alle måles individuelt. For strøm-forbruket kreves det individuell måling. Fra 1.januar 2019 skal norske strømforbrukere dess-uten ha fått installert avanserte måle- og styrings-systemer (AMS), se omtale av AMS og energi-effektivisering i kap. 11.3.2. For fjernvarme er kol-lektiv måling det mest vanlige i boligblokker ogkontorlokaler. Det er ikke krav om å installereindividuelle varmemålere, men det finnes eksem-pler i nye bygg på individuelle målere for fjern-varme.

Det er en betydelig aktivitet for å tilretteleggeinformasjon til forbrukerne. Enova har en rekkeinformasjons- og rådgivningsaktiviteter rettet motnæringskunder, kommuner, husholdninger, barnog unge. I tillegg har mange nettselskaper ogkommuner informasjonsvirksomhet.


5 Energi og næring

5.1 Energisektorens rolle i norsk økonomi

Energisektoren i Fastlands-Norge utgjør en viktigdel av verdiskapingen i norsk økonomi. Sektorenskaper i seg selv store verdier, både innenlands ogutenlands. Energisektoren legger også grunnlagfor verdiskaping i andre deler av økonomien, gjen-nom å skaffe tilgang på energi og kraft som inn-satsfaktor. Verdien av dette er vanskelig å fast-sette. Kraftsektoren bidrar også direkte med storeverdier til felleskapet gjennom inntekter, skatterog avgifter.

Energisektoren inkluderer alt som omhandlersalg, produksjon, transport og teknologiutviklinginnen kraftog varmeproduksjon. Leverandørin-dustri og forskningsinstitusjoner utvikler ny tek-nologi og leverer løsninger som gjør at energienkan produseres og transporteres så effektivt sommulig. I tillegg finnes det entreprenører, konsu-lenter, rådgivere, meglere, finansieringsinstitusjo-ner og flere andre grupper som jobber med admi-nistrative og tekniske oppgaver knyttet til planleg-ging, utbygging og drift av kraftverk og kraftmar-kedet.

I 2013 fantes det 20 400 årsverk innen fornybarenergiproduksjon, kraftnett og infrastruktur, tek-nologiutvikling og andre leverandører av varer ogtjenester til næringen.1 Den største delen avnæringen er knyttet til produksjon, salg og overfø-ring av kraft.

Kraftproduksjon, elektrisitet-, gassog varmt-vannsforsyning omsatte for i overkant av 59 mrd.kroner i 2013. En stor del av inntektene kommerfra produksjon og omsetning av kraft. Inntektenhar variert over tid, avhengig av produksjon ogprisutvikling. I tillegg til selve energiproduksjo-nen omsatte2 forskning, leverandørindustri ogvare- og tjenesteleverandører for i overkant av 20mrd. kroner i 20133.

I 2013 eksporterte den norske fornybarnærin-gen for om lag 9,4 milliarder kroner. Av detteutgjorde nettoeksporten av elektrisitet om lag 4,4milliarder kroner. Eksporten fra norske leveran-dører innen denne delen av energisektorenutgjorde 5 milliarder kroner, hvor solenergi oghavbasert vindkraft sto for hoveddelen.

Verdiskapingen i energisektoren og tilknyt-tede næringer avhenger i stor grad av utviklingeni energimarkedet nasjonalt og internasjonalt, samtden løpende konjunktursituasjonen.

5.2 Produksjon, salg og overføring av kraft

Det er investert betydelige verdier i den norskekraftsektoren, og næringen sysselsetter i dag19 000 mennesker4. Sysselsettingen innenfor sek-toren har økt med 14 prosent de siste 10 årene.Kraftsektoren kan deles inn i næringer for pro-duksjon, leveranse/salg og overføring av kraft.

Avkastningen i kraftsektoren har historisk settutviklet seg i takt med andre næringer i norskøkonomi, men har variert mye. Fordi overførings-delen av kraftsektoren er en regulert virksomhet,er det i hovedsak kraftproduksjon og omsetningsom svinger fra år til år. Dette skyldes de storevariasjonene som kan forekomme i kraftpriser ogproduksjonen, jf. kap 3.

5.2.1 Kraftproduksjon

Inntektene til den norske kraftproduksjonen eravhengig av produksjonsvolum og utviklingen ikraftpriser. Tilsigsforholdene i vannkraftsystemetvil i stor grad bestemme hvor mye som kan produ-seres i det enkelte år. Lagringskapasiteten somenkelte produsenter har, gjør det imidlertid muligå tilpasse produksjonen.

Kraftproduksjon er i dag en konkurranseutsattnæring som selger sin produksjon i et markedsom er sterkt integrert med Norden og Europa.

1 Multiconsult, 20142 En nærings omsetning er salgsverdien av all produksjon i

løpet av et år, mens verdiskapning eller bruttoproduktet erverdiøkningen som skjer i produksjonsprosessen.

3 Multiconsult, 20144 Sysselsatte i kraftnæringen og kraftrelaterte virksomheter

2013, SSB 2014/40


Inntektene avhenger dermed i stor grad av mar-kedsforholdene i det nordiske og europeiskekraftmarkedet, og hvorvidt næringen over tid,med gjeldende rammebetingelser, kan produsereog investere billigere enn produsenter i andreland.

Den norske fornybare kraftproduksjonen har iutgangspunktet store konkurransefortrinn i deteuropeiske kraftmarkedet, som følge av lave drift-skostnader og evnen til å regulere produksjonentil tider hvor det er mest gunstig å produsere. Pri-sen på CO2-kvoter, som må betales av fossilbasertkraftproduksjon i det europeiske markedet, girvannkraften konkurransefordeler som er sværtviktig for verdien av de norske produksjonsressur-sene.

Løpende tilsigs- og temperaturforhold i Norgeog Norden påvirker kraftprisene fra år til år. Også

utviklingen i kraftbalansen og handelsmulighe-tene mellom Norge, Norden og Europa har betyd-ning for kraftprisen. Disse forholdene kan gigrunnlag for perioder med lavere eller høyere inn-tjening enn det markedsutviklingen i det øvrigeeuropeiske markedet tilsier.

Det har vært en betydelig nedgang i inntektentil kraftproduksjon de senere årene som følge avutviklingen i kraftprisene. Dette har sammenhengmed lavere priser i det europeiske markedet ogdels et økende kraftoverskudd i Norden. Elsertifi-katmarkedet er medvirkende til situasjonen i detnordiske kraftmarkedet. Siden 2010 har bruttoinn-tekten i norsk kraftproduksjon blitt mer ennhalvert, jf. figur 5.1.

Den bedriftsøkonomiske lønnsomheten avkraftproduksjon avhenger også av utviklingen ikonsesjonsvilkår, skatter og avgifter for vannkraft-

Boks 5.1 Eierskap i kraftsektoren

Norske kommuner og fylker har store verdierinvestert i kraftbransjen.

Kommuner, fylkeskommuner og staten eiersamlet sett om lag 90 prosent av produksjonska-pasiteten i landet. Staten, ved Nærings- og fiske-ridepartementet, eier gjennom Statkraft SF omlag en tredel1 av produksjonskapasiteten. Orga-nisering av Statkraft som statsforetak innebærerat staten er eneeier. Mange selskaper i sektorenhar flere eiere og det er stor grad av krysseier-skap.

De fleste nettselskapene er helt eller delviseid av en eller flere kommuner. Staten eieromtrent 90 prosent av transmisjonsnettet. Sta-tens eierskap til transmisjonsnettet forvaltesgjennom Statnett SF.

Det er totalt 183 produksjonsselskaper iNorge. Av disse driver 54 med produksjon avkraft alene. De ti største selskapene står for omlag 70 prosent av produksjonsevnen i det norskevannkraftsystemet. Det er over 150 selskapersom driver nettvirksomhet på et eller flerenivåer i Norge, ikke alle har tilknyttede kunder.

Et særpreg ved den norske vannkraftsekto-ren er vilkår om hjemfall for konsesjoner gitt tilprivate. Hjemfall innebærer at staten vederlags-fritt overtar vannfall og produksjonsutstyr nårkonsesjonen utløper.

I 2008 ble det gjort endringer i vassdragslov-givningen for å sikre det offentlige eierskapet tillandets vannkraftressurser. Dette innebærer at

nye konsesjoner for eiendomsrett til vannfall,samt konsesjon for videre overdragelse av kon-sederte vannfall, nå bare kan gis til offentligeerververe som statsforetak, kommuner og fyl-keskommuner. I tillegg kan slik konsesjon gis tilselskaper som er delvis offentlig eid, så fremtdet offentlig har minst to tredeler av kapitalenog stemmene i selskapet, og organiseringen erslik at det er et reelt offentlig eierskap. Detteinnebærer at private kan eie inntil en tredel av etslikt selskap. Private kan også eie kraftproduk-sjon som ikke er konsesjonspliktig etter indus-trikonsesjonsloven, for eksempel vindkraft, sol-kraft og en del småkraft.

Kraftproduksjon og nettvirksomhet er kapi-talintensiv virksomhet. I tiden fremover er detventet store investeringer på alle nettnivåer, ogreinvesteringsbehovet i kraftproduksjon erøkende, jf kap. 10. I perioder med store investe-ringer er eiernes muligheter til å bidra medkapital viktig. Det er et stort offentlig eierskap isektoren, herunder er mange kommuner eiere ibåde produksjon og nettvirksomhet. Ikke alleeiere har mulighet eller vilje til å bidra med kapi-tal eller avstå fra utbytte i en tid med store inves-teringer, noe som kan påvirke kapitalsituasjoneni sektoren.

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


sektoren. Kraftsektoren bidrar i betydelig grad tilinntekter til felleskapet. Lønnsomhetsbaserteskatter virker i noen grad dempende på variasjo-ner i inntjeningen som følge av varierende kraft-priser. Andre skatter, avgifter og pålegg som ikkeavhenger av lønnsomhet, forsterker utviklingen iperioder med lavere inntjening i kraftselskapene.

I figur 5.1 anslås det en bruttoinntjening på omlag 26 mrd. kroner og en netto kontantstrøm på8,5 mrd. kroner for 2015, det laveste nivået på 20år. Det er nettoinntekten i kraftproduksjonen overtid, i figuren vist ved kontantstrømmen, somavgjør hvorvidt det er lønnsomt å vedlikeholde,reinvestere eller investere i ny produksjon.

Det offentlige eierskapet til kraftselskapenegir grunnlag for utbytte til eierne. Etter at energil-oven fra 1990 la grunnlaget for omstruktureringav kraftbransjen, har kommuner og fylker høstetstore verdier fra sitt eierskap i kraftnæringen,gjennom utbytte, renter på ansvarlige lån og inoen grad gjennom salg av aksjer. Store eieruttakhar tidligere vært mulig i perioder der inntektenei kraftselskapene har vært høye, særlig fra rundt2000-tallet, samtidig som investeringene har værtbegrensede.

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

5.2.2 Marked og omsetning

Kraftmarkedet består av engrosmarkedet og slutt-brukermarkedet. I engrosmarkedet handlesstørre kraftvolum av kraftprodusenter, kraftleve-randører, meglere, energiselskaper og store for-brukere. I Norden handler disse aktørene påkraftbørsen Nord Pool eller gjennom bilateraleavtaler. I sluttbrukermarkedet inngår den enkelteforbruker avtale om kjøp av kraft fra en fritt valgtkraftleverandør.

På Nord Pool handler aktørene i forskjelligemarkeder, Elspot (døgnmarkedet), Elbas (intra-dagmarkedet) og balansemarkedene jf. kap. 3.

Samlet ble det omsatt 489 TWh i spot- og intra-dagmarkedet i 2015. Av dette utgjorde spothande-len for Norden og Baltikum størstedelen, med enomsetning på 374 TWh. I tillegg ble det omsattnærmere 110 TWh i Elspot UK. Handelen i intra-dagmarkedet Elbas utgjør en mindre del, med enomsetning på 5 TWh i 2015. Omsetningen i dettemarkedet har imidlertid blitt doblet de siste femårene. I Elspot-markedet beregnes systemprisenfor Norden som benyttes i det finansielle marke-det. Den finansielle krafthandelen omfatter handelmed finansielle instrumenter som brukes til båderisikostyrings- og spekulasjonsformål. Alle kon-trakter gjøres opp finansielt, uten fysisk sluttopp-gjør i form av kraftleveranse.

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

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

mill

. kr

-10000

0

10000

20000

30000

40000

50000

60000

2010 2011 2012 2013 2014 2015

Kontantstrøm til fremmed- og egenkapital

Andre skatter til kommune/fylkeskommune

Grunnrenteskatt til staten

Overskuddsskatt til staten

Driftskostnader

Bilaterale avtaler


Finansiell krafthandel kan foregå både bilate-ralt og på en markedsplass/børs. I Norden fore-går det meste av den finansielle handelen på bør-sen NASDAQ OMX Commodities AS (NASDAQOMX). NASDAQ OMX har konsesjon fra Finans-tilsynet, som også fører tilsyn med markedsplas-sen. På NASDAQ OMX kan aktørene prissikreseg for kjøp og salg av kraft for opptil seks år fremi tid, fordelt på døgn, uker, måneder, kvartaler ogår.

De finansielle produktene omfatter future- ogforwardkontrakter, electricity price area differen-tials (EPAD) og opsjoner.

NASDAQ OMX Clearing AB (NASDAQ Clea-ring) foretar avregning og oppgjør av de finansi-elle kontraktene på NASDAQ OMX. Clearingvirk-somhet er et viktig bidrag til effektiviteten i detnordiske kraftmarkedet. NASDAQ Clearing trerinn som motpart i all finansiell handel på NAS-DAQ OMX. Også bilaterale finansielle avtaler kancleares. Dette tar bort motpartsrisiko for aktø-rene.

I omsatt volum består det norske sluttbruker-markedet av om lag en tredjedel husholdnings-kunder, en tredjedel industri og en tredjedel mel-lomstore forbrukere, som for eksempel hotellerog kjedebutikker.

For forbrukerne er strøm et homogent pro-dukt, det vil si at det ikke er mulig å skille ulikekraftleveranser fra hverandre. Det som skiller

kraftleverandørene fra hverandre er derfor kraft-kontraktene de tilbyr. Generelt kan sluttkundenvelge mellom tre hovedtyper kraftkontrakter:Fastpriskontrakter, kontrakter med standard vari-abel pris og kontrakter basert på markedsprismed påslag (spotprisavtale).

En fastpriskontrakt er en avtale om en fast prispå kraft over en periode, for eksempel ett år. Leve-randører er forpliktet til å levere strøm for den

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

Kilde: SSB, NVE, Skattedirektoratet, OED

mill

. kr

0

1000

2000

3000

4000

5000

6000

7000

8000

Inntektsskatt Naturressursskatt Grunnrenteskatt Konsesjonskraft Konsesjonsavgifter Eiendomsskatt

2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014

Boks 5.2 Finansielle produkter

Future- og forwardkontrakter er avtaler om etfinansielt oppgjør av en avtalt mengde kraft foren avtalt tidsperiode til en avtalt pris. For futu-rekontrakter skjer oppgjøret både i handels-og leveringsperioden, mens for forwardkon-trakter skjer oppgjøret ved kontraktens utløps-tid. Future- og forwardkontraktene er viktigeinstrumenter for prissikring.

EPAD er forwardkontrakter som dekkerdifferansen mellom områdeprisen og system-prisen.

Opsjoner innebærer en rettighet, men ikkeen plikt, til å kjøpe eller selge en forwardkon-trakt i fremtiden til en avtalt pris. NASDAQOMX lister kun europeiske opsjoner, det vil siopsjoner som kun kan innløses på sluttids-punktet av perioden den er inngått for.


avtalte prisen, uansett hva som skjer med kraftpri-sen i markedet. En fastpriskontrakt er derfor enform for finansiell kontrakt der kunden er pris-sikret for perioden kontrakten gjelder for. Kraftle-verandørene fastsetter fastprisen basert på for-ventninger om kraftprisen, i tillegg til et påslag forå dekke kostnader. Forskjellen mellom fastprisenog markedsprisen vil være risikotillegget for pris-sikringen.

Prisen på standard variabel kraftpris varierermed utviklingen i kraftmarkedet. Standard varia-bel kraftpris er også en form for finansiell kon-trakt, men med ganske kort prissikringsperiode.Leverandøren plikter å informere om pri-sendringer 14 dager før de trer i kraft.

Kontrakter basert på markedspris med påslager en avtale om at prisen følger markedsprisensom fastsettes på Nord Pool. I tillegg til markeds-prisen må kunden betale et påslag. Slike kontrak-ter er det nærmeste ordinære kunder kommerelspotmarkedet.

Forbrukerrådets nettside www.strømpris.nogir forbrukerne oversikt over alle leverandøreneskraftkontrakter. Oversikten gjør det enkelt for for-brukerne å finne frem til den avtalen som passerdem best.

5.2.3 Overføring av kraft

Nettvirksomheten omtales som et naturlig mono-pol. Kostnadene ved å bygge nett er høye, og deter ikke samfunnsmessig rasjonelt å bygge flerekonkurrerende nett. Dette innebærer sterk offent-lig involvering i sektoren, og gjør at nettvirksom-heten er nøye regulert. Den nasjonale omsetnin-gen innen nettvirksomheten var om lag 7 mrd.kroner i 2013.

Staten eier om lag 90 prosent av transmisjons-nettet gjennom statens eierskap av Statnett SF.Det øvrige transmisjonsnettet er fordelt mellomflere netteiere, hvorav Hafslund Nett AS, BKKNett AS og SKL Nett AS har de største eierande-lene. Anlegg som eies av andre enn Statnett inn-går i sentralnettsordningen, og leies inn av Stat-nett som operatør. Kommuner og fylkeskommu-ner eier det meste av regionalnettene og de lokaledistribusjonsnettene. Rundt 15 prosent av distri-busjons- og regionalnettet eies av private aktører5.Av landets 428 kommuner hadde hele 293 kom-muner eierskap i nettselskaper i 2012.

Over halvparten av regionalnettselskapeneeier kun anlegg i et avgrenset område. Dette kanfor eksempel være selskap med noen titalls kilo-

meter ledning i tilknytning til eget distribusjons-nett eller selskap som kun eier enkeltkomponen-ter. Disse enkeltkomponentene kan være bryter-felt og koblingsstasjoner, men også relativt storeanlegg, som transformatorstasjoner mellom regio-nal- og distribusjonsnettet. En liten andel eranlegg i tilknytning til industri eller produksjon,hvor det også er tilknyttede nettkunder.

Ved inngangen til 2015 var det 144 nettselskapsom tarifferte kunder. Av disse driver 128 distri-busjonsnett og 84 regionalnett, med eller uten til-knyttede sluttbrukere. Regionalnettselskap utentilknyttede sluttbrukere kan være kraftprodusen-ter eller større industri som kun eier sin egen til-knytningslinje eller tilhørende transformering.Det er stor variasjon mellom nettselskapene, ogmange av selskapene er små. Det er kun de syvstørste nettselskapene som har over 100 000 kun-der. Disse har til sammen i overkant av 1,7 millio-ner kunder i distribusjonsnettet, tilsvarende 60prosent av kundemassen. De store selskapene lig-ger i hovedsak i deler av landet med høy befolk-ningstetthet.

Selv om antallet nettselskap er halvert siden1984, er det bare Estland i europeisk sammen-heng som har flere nettselskap enn Norge, sett iforhold til antall abonnenter. Selv med en ytterli-gere halvering av antall nettselskap vil Norgevære blant landene med færrest abonnenter pernettselskap sammenlignet med andre land i EU.Norges desidert største nettselskap etter Statnett,Hafslund Nett AS, vil knapt komme med blant de70 største nettselskapene i EU.

Vertikale skiller og horisontale sammenslåinger

Ved gjennomføringen av andre elmarkedsdirektivble nettselskaper med over 100 000 nettkunderpålagt både selskapsmessig og funksjonelt skille.Selskapsmessig skille innebærer at nettvirksom-heten og produksjons-/omsetningsvirksomhetenskilles ut i egne selskaper (selvstendige rettssub-jekter). Funksjonelt skille vil si at nettvirksomhe-ten skal være uavhengig organisatorisk sett, og atbeslutninger skal være uavhengig fra andre delerav den vertikalt integrerte virksomheten. Kravettil funksjonelt skille innebærer også at virksomhetknyttet til produksjon eller omsetning av elektriskenergi heller ikke organisasjonsmessig skalkunne kontrollere nettvirksomheten.

De fleste nettselskap i Norge er integrert medannen type virksomhet, for eksempel kraftomset-ning, kraftproduksjon, tele og annen virksomhet.Bare syv av nettselskapene har krav til både sel-skapsmessig og funksjonelt skille etter energil-5 Basert på nettkapitalen.


oven. 79 nettselskap har nett og produksjon elleromsetning i samme juridiske enhet. 24 av netts-elskapene har kraftproduksjon eller annennæringsvirksomhet som hovedaktivitet, men dri-ver noe nettvirksomhet knyttet til dette. Mangehar tele og/eller annen virksomhet i samme enhetsom nettvirksomheten6.

Innen 2021 skal all nettvirksomhet med inn-tektsramme være underlagt krav om selskaps-messig og funksjonelt skille, jf Prop. 35 L. Formå-let med å innføre selskapsmessig og funksjoneltskille for all nettvirksomhet er å redusere risikoenfor uheldig sammenblanding av monopolvirksom-het og konkurranseutsatt virksomhet og kryssub-sidiering. At nettvirksomhetene skilles ut somegne juridiske enheter, gjør det også mer gjen-nomsiktig hvilken del av verdiskapingen somstammer fra ulike virksomhetsområder, og vilbidra til å forenkle sammenslåinger, med mulig-het til å høste stordriftsfordeler. Samlet sett kandette bidra til en mer effektiv og robust nettstruk-tur.

5.3 Energi som grunnlag for industri

Tilgangen på energi og kraft har hatt og har fort-satt stor betydning for verdiskaping også i andresektorer. Dette gir grunnlag for all produksjon av

varer og tjenester i norsk næringsliv og industri.For enkelte næringer, der energi inngår som en avde største innsatsfaktorene i produksjonen, erbetydningen særlig stor.

5.3.1 Kraftintensiv industri i Norge

Muligheten til å ta i bruk fornybar og fleksibelkraft til konkurransedyktige betingelser har gittNorge grunnlag for å bygge ut kraftintensivenæringer. Den kraftintensive industrien har betyddmye for Norge som industrinasjon, både i form avarbeidsplasser og eksportinntekter. Bedrifteneligger nær ressurskildene og er i flere tilfellerhovedvirksomhet i lokalmiljøet. Den kraftinten-sive industrien er spredt fra Lista i sør til Finnfjordi nord. Til sammen sysselsetter denne delen avindustrien om lag 40 000 mennesker.

Kraftintensiv industri omfatter fire hoved-næringer: Produsenter av papirmasse og papir,kjemiske råvarer, metallindustrien og mineralskindustri. Næringene defineres som kraftintensivefordi de bruker langt mer kraft per produsertenhet enn øvrige industrinæringer. Totalt stårdisse næringene for to tredjedeler av energibru-ken og 80 prosent av kraftbruken i norsk industri.

De kraftintensive industrinæringene produse-rer i all vesentlighet for eksport, med produktpri-ser satt i globale markeder. Utviklingen i råvare-priser og valuta er derfor avgjørende for industri-ens lønnsomhet. Dagens eksportverdi fra denneindustrien utgjør en betydelig andel av samleteksport av varer og tjenester fra Fastlands-Norge.

6 Typisk installasjon/arbeid for andre og diverse vareomset-ning. Dette er inntektsgrupper NVE bare kontrollerer påtilsyn, og det finnes derfor lite informasjon om hva slagsinstallasjon, arbeid, varer og tjenester som omsettes.

Figur 5.3 Aluminiumsproduksjon og CO2-intensitet i elektrisitetsproduksjon.

Kilde: IEA, USGS Mineral yearbook 2015

0

100

200

300

400

500

600

700

800

900

0

5000

10000

15000

20000

Kina Russland Canada UAE India Brasil Norge

gram

co2

/kW

h

Meg

aton

n

Aluminiumproduksjon CO2-intensitet i elektrisitetsproduksjon


Boks 5.3 Elektrisitetskostnader i industrien

Elektrisitetskostnadene har stor betydning forkonkurransesituasjonen i industrien. Det tyskeforskningsinstituttet Frauenhofer har i sam-arbeid med Ecofys utarbeidet en rapport1 somsammenlikner elektrisitetskostnader for indus-trien i Norge med utvalgte land i Europa og ver-

den. Rapporten er en tilleggstudie2 til en rapportutarbeidet av Frauenhofer på oppdrag av dettyske finansdepartementet.3 Tabell 5.1 viserkraftprisene for utvalgte grupper av industriellekraftforbrukere i Norge og i enkelte andre euro-peiske land.

1 Kraftpris utenom nettkostnader, skatter og avgifter.Kilde: Frauenhofer, Ecofys

Norge har de laveste kraftprisene blant alle for-bruksgruppene i de utvalgte landene i Europa.For virksomhetene som har et elektrisitetsfor-bruk mellom 70–150 GWh/år viser tabellen atkraftprisene i Norge er 30 prosent lavere ennden gjennomsnittlige prisen i de utvalgte euro-peiske landene.

Også større forbrukere, som kraftintensivindustri, har ifølge rapporten lave kostnaderknyttet til elektrisitet sammenliknet med restenav Europa. Dette skyldes først og fremst atNorge har de laveste kraftprisene av de utvalgtelandene, i tillegg til relativt sett lave nettkostna-der for industrien, jf. figur 5.4.

Rapporten deler opp kostnadene i kraftpris,nettkostnader og skatter og avgifter. Størrelseneer basert på offentlig tilgjengelige tall, og det måderfor tas forbehold om at prisene kan varierefra produsent til produsent som følge av indivi-duelle kraftkontrakter og andre forhold som ersæregent for de ulike bedriftene. Flere av bedrif-tene i den kraftintensive industrien har langsik-tige kontrakter på elektrisitet eller produserer

kraft til eget forbruk. Dette kan bidra til at rap-porten gir for høye anslag på anskaffelseskost-naden for elektrisitet i norsk industri. Redusertenettariffer på enkelte nettnivå og muligheten tilå selge kraft i for eksempel balansemarkedet,gjør at de faktiske nettkostnadene også kanvære lavere enn det som fremkommer i figuren.

Andre årsaker til at kostnadene relativt setter lavere i Norge, er at industrien gis fritak forenkelte avgifter, noe som ikke alltid er tilfellet iandre europeiske land. I tillegg pekes det på atnorsk kraftintensiv industri ligger langt fremmei å utvikle og ta i bruk ny og mer energieffektivteknologi, spesielt sett i en global sammenheng.I sammenlikningen med USA, Canada, Korea,Kina og Japan er det bare Canada (Quebec) somhar noe lavere energikostnader enn kraftinten-siv industri i Norge. Studien baserer seg på detsamme utvalget av land som ble lagt til grunn iden opprinnelige rapporten fra Frauenhofer.Mange andre land globalt kan være mer rele-vante for konkurransesituasjonen til norskindustri.

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

Anskaffelseskostnader for elektrisitet Eurocents/kWh Norge Tyskland Nederland Frankrike Italia

Selskaper med forbruk på 70–150 GWh/år 3,57 4,91 5,56 4,42 7,41



Selskaper med forbruk på 0,5–2 GWh/år 3,93 6,08 5,96 5,00 9,27


Omsetningen i denne næringen har de siste årenevariert rundt 100 mrd. kroner i året.

Den historiske avkastningen i den kraftinten-sive industrien har vært variabel over tid. Lønn-somheten er i stor grad gitt av utviklingen på ver-densmarkedet, og er svært konjunktursensitiv.Med et stort forbruk av energi og kraft er industri-ens lønnsomhet også avhengig av utviklingen ienergi- og kraftpriser nasjonalt og internasjonaltog klimapolitiske rammebetingelser. Også utvik-lingen i andre kostnadskomponenter sammenlik-net med tilsvarende virksomheter internasjonalter av betydning.

Tilgangen på fornybar kraft er en konkurran-sefordel for den kraftintensive industrien i Norge.Produksjonen av industriprodukter er forbundetmed langt mindre klimagassutslipp enn i andredeler av verden, jf figur 5.3.

Industrien arbeider i betydelig grad med ener-gieffektivisering og teknologiutvikling for å redu-sere bruken av energi og øke effektiviteten i pro-duksjonen. Dette kan legge grunnlaget for å økekonkurransekraften til denne næringen ytterli-gere over tid. I samarbeid med Enova er det gjen-

nomført og arbeides med en rekke prosjektersom har bidratt til energieffektivisering og imple-mentering av ny teknologi i industrien, jf. ogsåboks 5.4.

5.3.2 Energi som grunnlag for annen industri og næringsvirksomhet

Store datasentre

Datasentre er en relativt ny industri som har fåttstor utbredelse internasjonalt i takt med økendebehov for å lagre store mengder data. Data overfø-res via internett til datasentrene for lagring oghentes tilbake på samme måten. Med tilstrekkeligoverføringskapasitet kan datasentrene ligge geo-grafisk langt unna brukerne av dataene. Godefiberforbindelser er derfor en forutsetning for atslike datasentre skal fungere.

Datasentre er svært energikrevende. De stør-ste anleggene har effektbehov på flere hundremegawatt og forbruk av elektrisitet på flere TWh.Elektrisitet brukes både til drift og kjøling av ser-verne. Kostnadene til elektrisitet utgjør derfor en

Boks 5.3 forts.

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

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

Kilde: Frauenhofer ISI, Ecofys GmbH

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

2 Electricity Costs of Energy-Intensive Industries – an International Comparison. 3 German Federal Ministry of Economic Affairs.

Norge Tyskland Nederland Frankrike Storbritannia Italia

Nettkostnader 0,6 1,53 1,34 0,9 2,62 0,86

Elektrisitetspriser 3,57 4,69 5,5 4,2 6,21 7,57

0

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10 Eu

roce

nts/

kWh


vesentlig del av datasentrenes kostnader. Landmed kaldt klima og god tilgang på elektrisitet ergodt egnet for lokalisering av datasentre. Bru-kerne av sentrene er også avhengig av høy drifts-sikkerhet til enhver tid. Det betyr at land med sta-bile økonomiske og politiske systemer og lavsannsynlighet for naturkatastrofer er gunstigeland for etablering. Store selskaper som Apple,

Google og Facebook har forpliktet seg til et målom å drifte sine datasentre på 100 prosent forny-bar kraft, og ønsker å etablere seg i områder sombåde er gunstig økonomisk og miljømessig

De nordiske landene peker seg ut som områ-der med gode betingelser for etablering av data-sentre, med tilgang på fornybar elektrisitet, kjøligklima og stabile politiske og økonomiskesystemer. Google, Facebook og Apple har derforallerede etablert sentre i Sverige, Finland og Dan-mark, med kraftbehov fra 0,5 TWh til 1,5 TWh persenter.

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

Det bygges også et nytt datasenter i Vennesla,N01, av selskapet Bulk Infrastructure. Datasente-ret skal bygges ut i etapper, og den første delenskal tas i bruk i 2016. Første byggetrinn er på100 MW. Om alle deler av prosjektet blir realisertlegger selskapet til grunn at N01 vil kunne få ettotalt effektbehov på over 400 MW.

5.4 Leverandørindustrien i energi-sektoren

Den norskbaserte leverandørindustrien som leve-rer varer og tjenester til fornybarnæringen er enviktig næringsklynge i Norge. Fornybarnæringenhar utviklet seg fra produksjon av kraft fra vann tili de siste tiår også å omfatte fornybare energikil-der som vind, sol og bio. Aktivitetsnivået i leveran-dørnæringen er nært knyttet til utviklingen ienergi- og kraftmarkedene nasjonalt og interna-sjonalt.

5.4.1 Fornybarnæringen og leverandør-industrien

Produksjonen av vannkraft la grunnlaget for utvik-lingen av en svært kompetent vannkraftklynge iNorge. Dette er fortsatt den største klyngen innenfornybarnæringen innenlands.

Multiconsult7 har på oppdrag fra Olje- og ener-gidepartementet utført en studie av omfanget avden norskbasert fornybarnæringen hva gjelderomsetning og sysselsetting i næringen (2013).Med fornybarnæringen menes aktører som entenproduserer kraft eller varme fra fornybare energi-

Boks 5.4 Pilot på Karmøy

Hydros første aluminiumverk ble etablert påKarmøy i 1963. Kraften til verket ble hentet frautbyggingen av Røldal-Suldal-vassdraget, somble bygget ut nettopp med tanke på å skaffestrøm til aluminiumverket. I dag er Hydro

Karmøy et av Europas største integrertealuminiumverk. I 2017 skal den eksisterendefabrikken utvides med en teknologipilot.Hydros mål med pilotprosjektet er å industria-lisere verdens mest klima- og energieffektiveteknologi for aluminiumelektrolyse. Ambisjo-nen er å redusere energibruken med rundt 15prosent målt i forhold til verdensgjennomsnit-tet, og med de laveste CO2-utslippene i ver-den. Pilotanlegget vil gi nye arbeidsplasser påKarmøy og øke produksjonskapasiteten vedanlegget med 40 prosent.

Figur 5.5 Forventet vekst i verdens datasenter-trafikk.

Kilde: Cisco Global Cloud Index, 2014–2019

Zeta

byte

s

0

2

4

6

8

10

12

2014 2015 2016 2017 2018 2019


kilder (vann, vind, sol og bio), eller leverer varerog tjenester til disse. Aktører tilknyttet kraftnettetog kraftmarkedet inngår også i undersøkelsen,selv om disse ikke er direkte tilknyttet fornybar-næringen i snever forstand.

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

Den nasjonale omsetningen i leverandørindus-trien innen vannkraft var i 2013 om lag 8,1 mrd.kroner, når kraftsalg holdes utenfor. Aktiviteteninnen vannkraft er i hovedsak knyttet til etable-ring av ny småkraft samt opprustning og utvidelseav eksisterende vannkraftverk. Når omsetningenfra kraftselskapene holdes utenfor kommer 70prosent av den totale omsetningen fra leverandø-rer, 15 prosent fra entreprenører, og 15 prosent fra

rådgivere og andre aktører. Av 7000 årsverk innenvannkraft er om lag 1750 tilknyttet leverandørin-dustrien, jf. figur 5.6.

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

Den nasjonale omsetningen innen landbasertvindkraft var i 2013 i overkant av 2 mrd. kroner.Aktiviteten innen landbasert vindkraft er i hoved-sak knyttet til prosjektutvikling og tilretteleggingfor investering og utbygging av nye vindkraftverk.Antall sysselsatte innen landbasert vindkraft til-svarte om lag 970 årsverk i 2013. Halvparten avsysselsettingen er knyttet til leverandørindu-strien.

Havbasert vindkraft er en relativt ny fornybar-teknologi og en næring som har vært økende iNorge de senere årene. Hovedandelen av aktø-rene i denne sektoren er leverandører. Disse leve-rer blant annet kabler, transformatorer og HVDC-anlegg. Industrien omfatter også leverandører avfartøy, avansert kranutstyr og annet utstyr til

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

Kilde: Multiconsult

Vindkraft Hav • Kabler, transformatorer og HVDC-anlegg • Fartøy, avansert kranutstyr og annet utstyr til marine operasjoner, skipsverft • Automasjons- og styringssystemer

Vindkraft Land • Kabler, koblingsanlegg og transformatorer • Vindmålinger og produksjonsplanlegging • Bolter

Solenergi • Silisium • Barrer, wafere og digler for fremstilling av barrer • Kraftelektronikk til solcellesystemer samt drift- og overvåkningsløsninger

Kraftnett • Ledningsmateriell, kabler, transformatorer, omformerstasjoner for likestrømoverføring (HVDC), koblingsanlegg samt apparat- og kontrollanlegg

Vannkraft • Rør, rørdeler, turbiner, generatorer, styringssystemer og kontrollutstyr, ventiler og luker • Kabler, koblingsanlegg og transformatorer

Bioenergi • Brensel og utstyr som kjeler, ventiler, tanker, rør, brennere, styringssystemer og prosessanlegg til biogass

1748(35%)

528(10%)

613(12%)

621(12%)

274(5%)

1262(25%)


Boks 5.5 Utvikling av en leverandørindustri i Norge

Norsk vannkraft til kraftproduksjon er langt påvei historien om Kværner Brug – bedriften somble etablert i 1853 i Lodalen, med vannhjul iLoelva. Dette var den første, spede starten påutnyttelse av elvekraft. Bedriften i Lodalen pro-duserte litt av hvert, blant annet støpte deler tilbyggeindustrien.

Fallhøyder mellom 250 til 600 meter er typisk iNorge. Kværner så tidlig betydningen av å satse påhøytrykksturbiner – francis og pelton – og utvikletdisse til et nivå som gjorde at også det internasjo-nale marked fattet interesse. Dette har resultert ien betydelig eksport av turbiner fra Norge.

Samtidig med starten på produksjonen avvannkraftturbiner ble det bygget opp en elektro-teknisk industri i Norge. Frognerkilen Fab-rikk(FF) ble etablert i 1873. I 1906 ble FF et dat-terselskap av sveitiske Brown Boweri og skiftetnavn til Norsk Elektrisk Brown Boweri (NEBB).Virksomheten ble en av Norges største industri-foretak og produserte komplett elektrisk utstyrtil de fleste vannkraftanlegg i Norge. NEBB blesiden innlemmet i sveitsiske ABB.

Rainpowers turbinlaboratorium i Trond-heim ble bygd i 1985 i tett tilknytning til nåvæ-rende NTNU. Laboratoriet har hatt og har ensentral rolle i testing og utvikling av nye turbi-ner, og er også viktig for utdannelsen av fremti-

dige eksperter innen turbinteknologi. Detteillustrerer det viktige samspillet mellom tekno-logi- og næringsutvikling.To sentrale forutsetninger var viktige for leveran-dørindustriens «gullalder» frem til 1980-tallet. Detene var at Norge hadde et meget stort og aktivthjemmemarked. I forbindelse med gjenoppbyg-gingen etter krigen og frem til 1985 var det en peri-ode med svært stor utbyggingsaktivitet over helelandet. Dette ga mange oppdrag til norske leveran-dører, konsulenter og entreprenører.

En annen viktig faktor er at en i forbindelsemed konsesjonslovene av 1917 innførte sær-skilte bestemmelser i lovverket om bruk av nor-ske varer og tjenester, dersom disse ellers var påom lag samme nivå som utenlandske leveransernår det gjeldt pris- og kvalitet.

I 1991 ble kraftmarkedet i Norge omstruktu-rert, og Norge er etter hvert blitt del av et inter-nasjonalt kraftmarked. Generell overkapasitet avkraft på 1990-tallet kombinert med et markedsba-sert system førte til synkende kraftpriser og ennedgang i nyinvesteringer. Et svakt hjemmemar-ked førte til en kraftig nedbygging av den tradi-sjonelle norske leverandørindustrien fra 1990 ogutover. Lavkostland i Øst-Europa og Asia harovertatt deler av det norske markedet.

Figur 5.7 Utviklingen i leverandørindustri i vannkraftnæringen.

Kilde: Rainpower

Rainpower historikk

1853 1903 1999 2005 2007 2008 2010

i Norge i Sverige,Tyrkia og Peru

Kina

Rainpoweransatte har konstruert, levert og igangsatt:

• Francisturbiner 1 til 720 MW • Peltonturbiner 2 til 315 MW • Pumpeturbiner 50 til 306 MW • Kaplanturbiner 1 til 180 MW

2011

i Nord-Amerikaog Sveits

GE Hydro


maritime operasjoner (transport og installasjon),skipsbygging og -design, automasjons- og sty-ringssystemer samt andre tjenester som sertifise-ring og rådgivning/FoU.

Den nasjonale omsetningen innen havbasertvindkraft var i 2013 i underkant av 2,3 mrd. kro-ner. Havbasert vindkraft er en sektor på størrelsemed landbasert vindkraft uten at det er installertnoen fullskala havbaserte vindkraftverk i Norge.Det er installert en flytende vindturbin og et fåtallsprosjekter er utviklet uten å komme til bygging.Antall sysselsatte innen havbasert vindkraft til-svarte om lag 800 årsverk i 2013. Hoveddelen avdette er knyttet til leverandørindustrien.

Norges posisjon innen solcelleindustrien er istor grad knyttet til et industrielt utgangspunktinnenfor produksjon av silisium og annen metal-lurgisk industri. Konkurransedyktige kraftpriser,høy kompetanse og automatiserte prosesser leg-ger til rette for kraftog kapitalintensive bedriftersom produserer blant annet silisium, og Norgehar blitt en viktig aktør i denne næringen. Dennasjonale omsetningen innen solenergi var i 20130,8 mrd. kroner. Antall sysselsatte innen solenergitilsvarte 770 årsverk i 2013, i all hovedsak knyttettil leverandørindustrien.

Bioenergi i Norge er i vesentlig grad knyttet tildekking av varmebehov. Den nasjonale omsetnin-gen knyttet til utbygging av bioenergi var i 2013om lag 1,9 mrd. kroner. Rundt halvparten avdenne omsetningen kommer fra leverandørindus-trien, mens enterprenørsiden utgjør om lag entredjedel. Antall sysselsatte innen bioenergi var ioverkant av 900 i 2013.

Kraftnett er på lik linje med vannkraft enmoden sektor, hvor det har vært aktivitet i over100 år. Leveransene innen kraftnett omfatter stortsett alle nødvendige komponenter som lednings-materiell, kabler, transformatorer, omformersta-sjoner for likestrømoverføring, koblingsanleggsamt apparat- og kontrollanlegg. Tidligere bleflere av disse komponentene produsert i Norge,men nå produseres mesteparten utenfor Norge.Unntaket er for kontrollsystemer, fordelingstrans-formatorer, apparater for distribusjon, liner ogkabler som det fortsatt er en produksjon av iNorge.

Av omsetningen innen kraftnett på 7 mrd. kro-ner var om lag 6,5 mrd kroner knyttet til utbyggin-

ger. Leverandørenes andel av dette utgjorde denklart største, med en omsetning på 4,3 mrd. kro-ner. Enterprenørandelen var på 2 mrd. kroner.

Det var 8600 sysselsatte innen segmentetkraftnett i 2013, inkludert 6000 ansatte i 148 netts-elskap. I overkant av 1200 er sysselsatt i leveran-dørindustrien.

I tillegg til de ovennevnte teknologiområdenesom har en relativt sett stor andel av sin omset-ning knyttet til leverandørindustrien, har det ogsåutviklet seg et næringssegment som leverer tje-nester som er nødvendige for drift av kraftmarke-det. Dette inkluderer aktørene som operererkraftbørsen, og andre rådgivere, meglere og tra-dere som leverer tjenester til dette segmentet.Den nasjonale omsetningen innen drift av kraft-markedet var i 2013 i underkant av 1 milliard.Antall sysselsatte tilsvarte om lag 1 200 årsverk i2013.

5.5 Internasjonalisering av fornybar-næringen

Den norskbaserte fornybarnæringen har hattaktivitet internasjonalt i mange år. Norge har værten stormakt innen vannkraftproduksjon sidenslutten av 1800-tallet og utviklet en industri somleverte utstyr til utbygging av vannkraftanleggover hele verden. Deler av denne industrien harforvitret. I dag er det selskapene innen segmen-tene sol og havbasert vindkraft som i hovedsakhar all omsetning utenfor Norge.

I følge Multiconsult utgjorde eksport 5 mrd.kroner eller 24 prosent av omsetningen innenleverandørindustrien i fornybarnæringen. Omset-ningen fordeler seg som følger: – 0,8 mrd. kroner vannkraft– 0,7 mrd. kroner landbasert vindkraft– 1,9 mrd. kroner havbasert vindkraft– 0,5 mrd. kroner solenergi– 1 mrd. kroner kraftnett

Den internasjonale veksten innen fornybar energier betydelig. Selskapene innen de tradisjonellesektorene vannkraft og kraftnett synes å væregodt posisjonert i internasjonale markeder. Norgehar også selskaper med konkurransefortrinninnen maritime operasjoner og material- og pro-sesskompetanse som gir muligheter innen havba-sert vindkraft og solenergi.

Det offentlige bidrar på ulike måter til interna-sjonalisering av norsk energinæring. Virkemid-delapparatet inkluderer OED, utenriksstasjo-nene, Innovasjon Norge, GIEK, Eksportkreditt

7 Multiconsults rapport 10. februar 2015 «Omsetning og sys-selsetting i den norskbaserte fornybarnæringen (ekskl.verdien av energisalg)«. https://www.regjeringen.no/con-tentassets/2c36d6161862496e8035170c98bf1106/omset-ning-og-sysselsetting-i-den-norskbaserte-fornybarnarin-gen_endelig-r....pdf


Norge, samt INTPOW (Norwegian RenewableEnergy Partners). For å styrke samordningenmellom de berørte departementer innen nærings-fremme generelt, har en etablert Team Norway, jf.kap 17.5.

5.6 Norges internasjonale engasjement innen energi

5.6.1 Det internasjonale energibyrået (IEA)

IEA ble opprettet i 1974 og består i dag av 29 med-lemsland, herunder Norge. Et hovedformål var åsikre forsyninger av energi til OECD-land i knapp-hetssituasjoner, blant annet gjennom et obligato-risk krisefordelingssystem og utvikling av alterna-tive energikilder. Dette er fremdeles sentralearbeidsområder, i tillegg til energirelaterte analy-ser og datainnsamling, samt dialog og samarbeidmed sentrale ikke-medlemsland. IEA er en viktigkilde til å forstå og få innspill til løsninger påenergi- og klimarelaterte problemstillinger somkrever et globalt perspektiv.

IEAs årlige publikasjoner World Energy Out-look og Energy Technology Perspectives er sen-trale referansedokumenter som trekker oppmulige rammer for energiutvikling frem til hen-holdsvis 2040 og 2050.

Energibruken i OECD-land flater ut, og overhalvparten av verdens energibruk foregår nå iland utenfor OECD-området. IEA arbeider aktivtmed å videreutvikle samhandlingen med viktigeland utenfor medlemskretsen. I 2015 ble det inn-gått assosieringsavtaler med Kina, Indonesia ogThailand, og i 2016 pågår det diskusjoner om til-svarende avtaler med India, Brasil, Sør-Afrika ogMarokko. Mexico har søkt om medlemskap iIEA. Gjennom en avtale inngått mellom Utenriks-departementet og IEA i 2015, yter Norge et frivil-lig bidrag på 5 mill. kroner for å styrke IEAs sam-arbeid med Kina gjennom blant annet et IEA-Kinasenter i Beijing.

5.6.2 Det internasjonale byrået for fornybar energi (IRENA)

Det internasjonale byrået for fornybar energi bleopprettet i 2009 av 75 land, herunder Norge. Permars 2016 har IRENA 145 medlemsland og 31søkerland i prosess mot medlemskap. IRENA eråpen for alle land som er medlem av FN. Byråethar hovedsete i Abu Dhabi. Den norske deltagel-sen ivaretas av Olje- og energidepartementet ogUtenriksdepartementet. IRENAs formål er åfremme økt produksjon og bruk av fornybar

energi globalt. Byrået skal ha en ledende globalposisjon i å yte rådgivning til medlemslandsmyndigheter om økt utbygging av fornybar energiog være en viktig plattform for internasjonalt sam-arbeid.

IRENAs virkeområde omfatter alle fornybareenergikilder, uansett størrelse og type. Kompetan-sebygging og informasjonsdeling står sentralt.IRENA arbeider sammen med myndigheter,næringsliv, forskningsinstitusjoner, samt ulikeorganisasjoner med interesse av å fremme forny-bar energi. Norsk deltagelse bidrar til å overførenorske fornybarerfaringer til IRENA, og har sam-tidig nytteverdi ved at deltakelsen gir økt kunn-skap om internasjonale markeder og teknologisketrender.

Gjennom en avtale inngått mellom Utenriksde-partementet og IRENA i 2014, yter Norge et frivil-lig bidrag til byråets arbeidsprogram på 30 mill.kroner over tre år.

5.6.3 Energibistand og institusjons-samarbeid

I følge den siste statusrapporten fra FN-initiativetfor bærekraftig energi for alle (SE4All), manglet1,1 mrd. mennesker tilgang til elektrisitet og 2,9mrd. mennesker brukte ineffektive og foruren-sende kokeovner i 2012. Stabil tilgang til bedre ogmer moderne energitjenester er en forutsetningfor og muliggjør økonomisk vekst, sosial utviklingog reduksjon av fattigdom. Samtidig er det viktigat energien i økende grad kommer fra fornybareenergikilder som vannkraft, sol, vind og biomassefor å kunne møte de globale klimautfordringene.Gjennom innsatsen for fornybar energi iutviklingspolitikken ønsker Norge å bidra til at fat-tige land bygger ut mer av sine fornybare energi-kilder.

Norge har i flere tiår gitt bilateral og multilate-ral støtte til økt produksjon av, og tilgang til, forny-bar energi i utviklingsland. Siden 2008 har detteskjedd gjennom initiativet Ren energi for utvik-ling, som har rettet seg mot støtte til institusjons-utvikling og kapasitetsbygging, ny fornybar kraft-produksjon, særlig vannkraft, bygging av kraftnet-tet og landsbygdelektrifisering.

Mye av Norfunds satsing innen ren energi harvært knyttet til vannkraft, særlig gjennom samar-beid med Statkraft i det felleseide selskapet SNPower. I de senere år har Norfund også engasjertseg mer innen solkraft.

NVEs involvering i internasjonalt utviklings-samarbeid går så langt tilbake som 1950-tallet.NVEs internasjonale aktiviteter er basert på kunn-


skapen fra vannressurs- og energiforvaltning iNorge, og er etterspurt i mange utviklingsland.

På 1980-tallet formaliserte NVE det første sam-arbeidet med Norad. Siden den gang har aktivite-tene økt, og særlig det siste tiåret som følge avøkende oppmerksomhet om ren energi i bistan-den og koblingen til klimaproblematikken. NVEshovedaktiviteter er innenfor utvikling av regulato-

risk rammeverk, kartlegging og administrasjon avenergi- og vannressurser, konsesjonsbehandlingog god og effektiv forvaltningspraksis.

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


6 Europas betydning for den norske energiforsyningen

6.1 Innledning

Utviklingen i Europa påvirker oss mer enn før.Det europeiske og nordiske markedet er nært for-bundet gjennom fysiske overføringsforbindelserog sammenknyttede markeder.

Tilknytningen innebærer at utviklingen i euro-peisk energipolitikk og energimarked har direkteog indirekte virkninger på vår egen kraftforsyningog krafthandel. I tillegg vil politikk på klima- ogmiljøområdet i Europa ha betydning.

EUs politikk på energiområdet påvirker ossdirekte gjennom regelverk som implementeresgjennom EØS-avtalen. I dag omfatter EØS-samar-beidet om lag 70 rettsakter på energiområdet. Tal-let blir enda større dersom miljødirektiver medmiljøkrav forbundet med energi trekkes inn.Generelt har regelverket for det europeiske indreenergimarkedet økt i omfang, detaljeringsgrad oginnslag av overnasjonalitet. Dette illustrerer hvor-dan norsk energisektor i større grad enn før påvir-kes av politikk og markedsutvikling utenforNorge. EUs politikk har virkninger både for brukog produksjon av energi i de europeiske landene,og for prisene på energi.

EU har utformet sin politikk med utgangs-punkt i betydelig import av energi, høye klima-gassutslipp fra kraftsektoren og hensynet til ener-giprisenes betydning for konkurranseevnen tileuropeisk industri og husholdninger. Alle EU-lander avhengig av å importere energi. Norge ekspor-terer energi tilsvarende nesten 10 ganger sitt egetenergibruk, mens for eksempel Storbritannia ogTyskland importerer henholdsvis i underkant av50 prosent og over 60 prosent av den totale energi-bruken, jf. figur 6.1.A. EU har også tradisjoneltvært nettoimportør av energi, særlig olje og gass.Importavhengigheten har økt de siste årene.Denne situasjonen er en viktig del av forklaringenpå EU-kommisjonens og mange av EU-landenesfokus på forsyningssikkerhet. Vektleggingen avforsyningssikkerhet økte som en følge av konflik-ten mellom Russland og Ukraina, og bekymringerrundt stabiliteten i russisk gasseksport til Europa.

6.1.1 Nærmere om energiforsyningen i EU og Norge

Norge er nettoeksportør av energi, og har medsitt vannkraftssystem andre utfordringer når detgjelder klimagassutslipp og forsyningssikkerhetenn mange andre europeiske land. Klimagassut-slippene knyttet til stasjonær energiproduksjon ogenergibruk er svært lave i Norge, jf. figur 6.1. Godtilgang på vannkraft har også bidratt til at energi-kostnadene i Norge er relativt lave.

Figur 6.2 viser sammensetning av det totalesluttforbruket1 av energi i EU og Norge, inkluderttransport, i 2014. Andelen elektrisitet i sluttforbru-ket av energi er mye høyere i Norge enn i EU. EUhar en høy andel direkte bruk av naturgass. Figur6.2 viser også hvordan elektrisitet produseres iEU og Norge. Over halvparten av elektrisitetspro-duksjonen i EU er basert på kull og kjernekraft,mens Norge har vannkraft. Kraftproduksjonbasert på fornybare kilder i EU er i fremgang, ogutgjorde nesten 30 prosent i 2014. Elektrisitetutgjør en betydelig mindre andel av totalforbruketi EU enn i Norge. Figuren viser et gjennomsnittfor alle EU-landene, og det vil være store forskjel-ler mellom de ulike landene.

Energimarkedene i Europa er inne i en peri-ode med store endringer. Oppfølgingen av 2020-målene på klima- og energiområdet har pregetutformingen av politiske virkemidler i energisek-toren og dermed utviklingen i energimarkedene.Selv om fokuset på en felles energipolitikk iEuropa har økt, er det store variasjoner mellom deulike landene.

På kraftsiden er kjernekraft og kull de vik-tigste energikildene. I alle land øker fornybarenergi, men andelen varierer betydelig mellom deulike landene. Figur 6.3 viser hvordan målet om20 prosent fornybarandel i 2020 er fordelt mellomde ulike medlemslandene.

1 Sluttforbruk er den energien som blir levert til forbrukeresom industri, husholdninger og bedrifter. Den energimeng-den som går tapt i svinn eller blir brukt til å utvinne annenenergi som elektrisitet, petroleum og gass er ikke medreg-net.


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

Kilde: Eurostat

16,5 - 21,6

2,9 - 16,5

33,5 - 68,5

84,5 - 109,8

Ikke tilgjengelig

21,6 - 33,5

B. Fornybar elektrisitetsproduksjon

11,8 - 15,3

2,2 - 11,8

23,7 - 59,5

59,5 - 77,1

Ikke tilgjengelig

15,3 - 23,7

C. Fornybar energibruk

A. Importavhengighet

-569,6 - 0,0

0,0 - 25,0

25,0 - 50,0

75,0 - 97,7

Ikke tilgjengelig

50,0 - 75,0


Politikken for å bidra til et mer klima- og miljø-vennlig energisystem har i en del land medførthøyere kostnader for forbrukere, som ofte finansi-erer støtten til økt fornybar energiproduksjon.Samtidig ser vi lave produsentpriser for elektrisi-tet som følge av innfasing av mer fornybar energi.Et resultat av denne utviklingen er at forskjellenmellom den prisen forbrukeren betaler, og denprisen kraftprodusenten mottar, har økt.

Økt produksjon av uregulerbar fornybar elek-trisitet, basert på vind og sol, skaper nye utfor-dringer for driften av kraftsystemet og stabiliteteni leveransene. Flere land vurderer derfor en inn-gripen i markedet for å korrigere for manglendefleksibel kapasitet og har innført, eller vurderer åinnføre, såkalte kapasitetsmekanismer, jf. boks8.6. Innføring av nasjonale ordninger for å sikretilstrekkelig kapasitet kan potensielt skape utfor-

dringer for markedsintegrasjon for kraft, som eren viktig del av energisamarbeidet. I EU er detfremdeles mye usikkerhet knyttet til politikkutfor-mingen og virkningene i markedet, jf. kap. 8.

6.2 Utviklingen av en energipolitikk i EU

6.2.1 Romatraktaten og nasjonal energi-politikk i Europa

Energipolitikk har lenge vært et element i euro-peisk samarbeid. Samarbeidet har imidlertid skif-tet både i karakter og omfang i årenes løp.2

I 1957 ble Traktaten om det europeiske økono-miske fellesskap (Romatraktaten) undertegnet.Målet med Romatraktaten var å skape et euro-peisk marked uten handelshindringer mellom

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

Kilde: SSB, Eurostat

Kull og koks

Petroleumsprodukter

Gass

Varme Elektrisitet

Ikke-fornybart avfall

Vannkraft

Vindkraft

Bio

Solkraft

Andre fornybare

Kjernekraft

Norge, energibruk

Norge, elektrisitetsproduksjon

Elektrisitet

EU, elektrisitetsproduksjon

EU, energibruk

Elektrisitet


medlemslandene (EF), med fri flyt av varer, tje-nester, kapital og personer, samt et samarbeid påenkelte andre områder, som miljø. Energi var ikkeen del av denne traktaten. Et ønske om samarbeidom utviklingen av kjernekraft i Europa, førte imid-lertid til at Avtalen om et europeisk atomenergifel-lesskap (EURATOM) ble undertegnet samtidig.

I den første fasen av EF-samarbeidet hadde EFingen felles energipolitikk eller generell energire-gulering. Ulike energipolitiske spørsmål gjordeseg etter hvert gjeldende, eksempelvis oljekrisen i1973. Dette forsterket ønsket om en felles euro-peisk energipolitikk, samt felles regulering avenergispørsmål. Et rettslig grunnlag for overna-

sjonal energipolitikk og energiregulering fantesimidlertid ikke i traktaten. Regelverk på energi-området ble hjemlet i reglene for det indre marke-det.

Europeisk energipolitikk var i de første tiåreneav samarbeidet regulert gjennom enkelte spredterettsakter. Det dreide seg om begrensede kravblant annet til beredskap, transitt av elektrisitet oggass over landegrensene, innrapportering avenkelte energirelaterte opplysninger, og energief-fektivisering ved produksjon av enkelte varer.

Enhetsakten fra 1986 fikk utslag i form av nyeinitiativer på energiområdet. I 1988 la Kommisjo-nen frem en melding om det indre energimarked.Her kom det frem at det eksisterte mange hindrefor frihandel med energi mellom medlemslan-dene. Energimarkedet i Europa var lite homogent,og bestod av nasjonale energimarkeder.

Energipolitikk utover det indre energimarkedet

Traktaten om den europeiske union (Maastricht-traktaten) ble undertegnet i 1992, og markertestarten på det som nå ble kalt Den europeiskeunion. Ved denne traktatendringen utvidet manfor alvor samarbeidet fra hovedsakelig å omfattedet indre marked til også å omfatte et politisk sam-

2 Øvrige kilder i tillegg til det som er oppgitt under dennedelen:Banet, Catherine: «Tradable green certificates schemesunder EU law» (2012)Bjørnebye, Henrik: «Investing in EU Energy Security.Exploring the Regulatory Approach to Tomorrow’s electricityProduction» (2010)Craig, Paul: «The Lisbon Treaty. Law, Politics and TreatyReform.» (2010)Roggenkamp, Martha, Catherine Redgewell, Iñigo delGuayo, Anita Rønne: «Energy Law in Europe. National, EUand International Regulation», 2. utgave (2007)Sejersted, Fredrik, Finn Arnesen, Ole-Andreas Rognstad,Sten Foyn og Olav Kolstad: «EØS-rett», 2. utgave (2007)

Boks 6.1 Øvrig hjemmelsgrunnlag for energiregelverk

De tidligere hjemlene i traktatgrunnlaget somble benyttet på energiområdet, er også videre-ført under egne, nye bestemmelser i TEUV. Forforsyningssikkerhet, var tidligere eneste alter-nativ Romatraktaten artikkel 100. Den er nåerstattet av artikkel 122, som nå også er endrettil å omfatte en plikt til solidaritet, og til å gjeldepå energiområdet spesielt. Denne bestemmel-sen hører inn under traktatens del om økono-misk og monetær politikk, og gjelder kun vedalvorlige vansker for forsyningen av bestemtevarer. For å benytte bestemmelsen var det etkrav om enstemmighet i Rådet, og den ga kunadgang til å vedta «tiltak».

Hjemmelen for vedtagelse av regelverk omdet indre marked i den tidligere Romatraktatenartikkel 95 har i stor grad blitt benyttet til åvedta energiregelverk, blant annet energimar-kedspakkene, økodesigndirektivene, det førsteenergimerkedirektivet, samt en begrenset delav fornybardirektivet. Romatraktaten artikkel 95er nå er erstattet av TEUV artikkel 114.

Regelverk om energieffektivisering har tidli-gere blitt gitt med hjemmel i bestemmelsen itraktatgrunnlaget om miljø; tidligere artikkel175 i Romatraktaten. Dette gjelder blant annetdet første bygningsenergidirektivet, energi-tjenestedirektivet, kraftvarmedirektivet (CHP-direktivet) og deler av fornybardirektivet.Denne bestemmelsen er nå erstattet av TEUVartikkel 192.

Energiinfrastruktur ble tidligere regulertmed utgangspunkt i hjemmelen i Romatraktatenartikkel 155, som nå er erstattet av TEUV artik-kel 172. Disse bestemmelsene gjelder i utgangs-punktet retningslinjer for infrastruktur.

Den nye TEUV artikkel 194 omfatterområdene som falt inn under de tidligere hjem-melsgrunnlagene nevnt over. Bestemmelsenbenyttes nå som hjemmelsgrunnlag for de flesterettsakter som vedtas på energiområdet. TEUVartikkel 194 dekker på enkelte områder et bre-dere felt enn de tidligere hjemlene. Dette er sær-lig tilfellet for forsyningssikkerhet.


arbeid på andre områder, som målet om en mone-tær union, bærekraft, konkurranseevne, sysselset-ting, sosial sikkerhet og solidaritet mellom med-lemslandene.

Under forhandlingene om Maastricht-trakta-ten ble det foreslått å inkludere et eget kapittel omenergi i traktaten, men forslaget fikk ikke tilslut-ning. Det ble likevel gjort en justering av den opp-rinnelige traktaten, der det slås fast at medlems-landene også skal samarbeide om energi.

Energi kom dernest opp som tema under dis-kusjonen av den såkalte EU-grunnloven. I 2004vedtok Rådet Treaty Establishing a Constitution forEurope. Dette var det første utkastet til traktat-grunnlag for EU som inneholdt en hjemmelsbe-stemmelse for energi; artikkel III-256 energi. EUsgrunnlov ble forkastet etter folkeavstemninger iNederland og Frankrike. Arbeidet med traktatre-visjonen ble likevel videreført.

Lisboatraktaten – en helhetlig energipolitikk for EU

Utover 2000-tallet fant det sted en utvikling somførte energi høyere opp på EUs agenda. Underdet britiske formannskapet i 2005, tok britene tilorde for et tettere EU-samarbeid på energiområ-det. Utviklingen ble forsterket av gasskonfliktenemellom Ukraina og Russland i 2006 og 2009.3

I 2007 la Kommisjonen frem meldingen Anenergy policy for Europe. Her omtales de energi-politiske utfordringene i form av EUs sårbarhetved sterk importavhengighet av petroleum, høyeklimagassutslipp, og svak konkurranseevne pågrunn av høye energipriser. Meldingen skisserertre klima- og energimål for EU frem mot 2020: 20prosent fornybarandel, 20 prosent energieffektivi-seiring og 20 prosent reduksjon i klimagassutslippinnen 2020. Se nærmere omtale under 6.3.

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

Lisboatraktaten ga EU en sterkere rolle påenergiområdet. For første gang fikk man en egenartikkel for energi i traktaten, TEUV art. 194.Traktaten slo fast at medlemslandene hadde deltkompetanse med EUs myndigheter på energi-området. Samtidig slås det fast at medlemsstatene

har full kontroll over betingelsene for egen res-sursforvaltning og sin egen energimiks.

6.2.2 EUs energipolitikk og EØS-avtalen

EUs energipolitikk, som i utgangspunktet hoved-sakelig var konkurransepolitikk anvendt på ener-giområdet, har over tid blitt relativt omfattende oghelhetlig. Energipolitikken har i stadig størregrad blitt et europeisk anliggende.

Med dette har man i EU beveget seg bort frautgangspunktet om at rammeverket for å nå deenergipolitiske målene fulgte av traktatens regel-verk om de fire friheter og konkurranseregelver-ket. Med Lisboatraktaten har EU beveget seg len-ger enn bare å anse energi som en del av marke-det, som er utgangspunktet for EØS-avtalen. EØS-avtalen nevner energi kun i artikkel 24, underEØS-avtalens del om det frie varebytte.

Da EØS-avtalen ble fremforhandlet, var det iEF vedtatt 9 forordninger og direktiver somomhandlet energi, og som ble tatt inn i EØS-avta-len.4 For flere av rettsaktene ble dette begrunnetmed at de bidro til et integrert energimarked.Under forhandlingene ønsket EF-siden at EFsberedskapssystem av prinsipielle grunner burdelegges til grunn for EØS. EFTAs standpunkt var atEFs beredskapsdirektiver ikke var relevante foren EØS-avtale. Resultatet ble at EF frafalt sitt krav.EFs seks beredskapsdirektiver for å møte en olje-krise i fredstid ble derfor ikke en del av EØS-avta-len.

Antallet EØS-relevante energirettsakter harøkt i omfang. I dag omfatter EØS-avtalen om lag70 rettsakter på energiområdet. De fleste av deopprinnelige rettsaktene er erstattet av nye. Gene-relt har EUs energipolitikk med årene gitt segutslag i regelverk som har økt i omfang, detalje-ringsgrad, og innslag av overnasjonalitet. I tillegger det en rekke rettsakter som er under vurderingfor innlemmelse, og det er ytterligere flere underrevisjon og utarbeidelse som ledd i målsetningeneunder energiunionen.

Ovennevnte illustrerer EØS-avtalens dyna-miske karakter. Nye relevante EU-rettsakter inn-lemmes i EØS-avtalen for å ivareta dens grunnleg-gende prinsipp om enhetlig regelverk, likeverdigekonkurransevilkår og forutsigbarhet for foretakog borgere i hele EØS-området (jf. Meld. St. 5(2012–2013) om EØS-avtalen og Norges øvrigeavtaler med EU).

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

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


6.3 Felles europeiske mål i energiog klimapolitikken

Med utgangspunkt i overordnede sikkerhetspoli-tiske hensyn, sto også energiforsyningsspørsmålsentralt i begynnelsen av den europeiske integra-sjonsprosessen. Den opprinnelige fellesskapstrak-taten inneholdt imidlertid ingen bestemmelsersom berørte energisektoren direkte.

Det siste tiåret har energipolitikk spilt en sta-dig større rolle i EU, og er ikke lenger ansett åvære hovedsakelig et nasjonalt anliggende. Det ersærlig spørsmålet om sikker tilgang på energisom har stått høyt på agendaen. Samtidig harklimapolitikk gradvis vokst frem og blitt en viktigdel av EU-samarbeidet. Stadig mer av EUs energi,miljø- og klimapolitikk utformes som sektorover-

gripende rammeverk eller pakker med regelverk.Dette påvirker norsk politikk og virkemiddelbruk.

6.3.1 2020-målene for energiog klimapolitikken

EU vedtok i 2009 en samlet pakke med mål og vir-kemidler for klima- og energipolitikk. Denne pak-ken var et viktig politisk vedtak og begynnelsenpå en tilnærming hvor flere hensyn og politikkom-råder ses i sammenheng med energisektoren.Hovedutfordringen blir beskrevet ved at Europatrenger bærekraftig og sikker tilgang på energi tilkonkurransedyktige priser. Målet med virkemid-delpakken er å redusere klimagassutslippene,begrense energibruken og å fremme fornybar

Boks 6.2 EØS-avtalen og norsk energipolitikk

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

Om lag ett år etter vedtagelsen av energil-oven, ble Statkraft omorganisert til et statsfore-tak og Statnett ble opprettet. Rammene forNordpool ble samtidig trukket opp. I St.prp. nr.100 (1990–91) om omorganiseringen av Stat-kraft, blir de parallelt pågående forhandlingeneom EØS-avtalen ikke nevnt. Liberalisering avenergimarkedet var et mål i norsk energipoli-tikk.

Den markedsorienterte kraftomsetningensom følger av energiloven var i 1990 ikke noenytt i norsk energipolitikk. Den kortsiktigeutvekslingen av kraft hadde frem til da værtorganisert som et marked gjennom Samkjørin-gen i snart 20 år. Arbeidet for et bedre funge-rende kraftmarked innebar ikke endringer i denasjonalpolitiske målene for kraftforsyningen.Den nye energiloven la til rette for at organise-ringen innen energiforsyningen skulle bidra tilen samfunnsøkonomisk riktig produksjon ogbruk av energi. Internasjonal omsetning av elek-trisitet mellom Norge og utlandet var frem til1990 ikke en sentral del av norsk energipolitikk,og var først og fremst motivert av hensynet tilnorsk forsyningssikkerhet.

På 90-tallet var energimarkedet i Europa fort-satt først og fremst nasjonalt avgrenset. I Norge

så man for seg at en økende internasjonaliseringav elektrisitetsomsetningen kunne komme iløpet av 1990-årene.2 Norges fortrinn i det frem-tidige internasjonale elektrisitetsmarkedet villeblant annet gi muligheten for en samkjøring avdet norske vannkraftsystemet med varme-kraftsystemer i Norden og på kontinentet.

I St.prp. nr. 100 (1991–92) til Stortinget omsamtykke til ratifikasjon av EØS-avtalen, blir ettilsvarende bilde tegnet av europeisk og norskenergipolitikk. Det vises til at EF ikke har noenfelles energipolitikk, men at det pågår en utvik-ling i retning av å integrere energisektoren i detindre marked.»3

Kort tid etter inngåelsen av EØS-avtalen, bleden første av mange senere endringer av energi-loven fremmet for Stortinget, som følge av EØS-avtalen.4 Både i proposisjonen, og i komitéinn-stillingen var man opptatt av at norsk energipoli-tikk ikke endres av EØS-avtalen5.

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

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

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

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

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


energi. Den beskriver også en ny overordnet oglangsiktig energipolitikk for EU.

Tre hovedhensyn ble trukket frem: Bærekraft,forsyningssikkerhet og konkurranseevne. EUbeskriver og problematiserer en økende grad avgjensidig avhengighet mellom medlemslandenepå energiområdet, og at energipolitikken i et landvil påvirke landene rundt. Pakken inneholder målom 20 prosent reduksjon av de totale klimagassut-slippene i EU innen 2020 sammenliknet med 1990.I 2020 skal 20 prosent av energibruken i EU værebasert på fornybar energi, hvorav 10 prosent avsluttforbruk av energi i transportsektoren skalvære fra fornybare kilder, og det skal oppnås 20prosent energieffektivisering.

Det var særlig oppmerksomhet knyttet til åredusere importen av energi. Økt andel av forny-bar energi som erstatning for energi fra fossile kil-der, vil både føre til lavere utslipp og redusertimport. Energieffektivisering var på samme måteansett å begrense etterspørselen etter energi, noesom også vil påvirke importen av energi.

For å oppnå 2020- målene, ble et omfattenderegelverk vedtatt:– Fornybardirektivet (2009/28/EF)– Det reviderte kvotedirektivet (2009/29/EF)– Endring av drivstoffkvalitetsdirektivet(2009/

30/EF)– Europaparlamentets- og Rådets direktiv (2009/

31/EF) om geologisk lagring av karbondioksid(CCS-direktivet)

– Revidert økodesigndirektiv (2009/125/EF)

– Parlaments- og rådsbeslutning om byrdeforde-lingen mellom landene ved gjennomføring avEUs utslippsforpliktelse under Kyotoprotokol-len (406/2009/EF)

– Forordning om overvåking av CO2-utslipp franye personbiler (443/2009/EF).

– Revidert energimerkedirektiv (2010/30/EU)– Revidert bygningsenergidirektiv (2010/31/

EU)– Europaparlaments- og rådsdirektiv (2012/27/

EU) om energieffektivisering

Til tross for et omfattende felles regelverk, er detlikevel store forskjeller i landenes politikk både påenergi- og klimaområdet. Det er et stort hand-lingsrom for medlemslandene til å føre en egenenergipolitikk og klimapolitikk. Det kvantitativemålet på fornybar energi vil likevel legge sterkeføringer. Målet for energieffektivisering er indika-tivt og ikke formelt bindende for medlemslan-dene.

6.3.2 2030 målene for energiog klimapolitikken

Det europeiske råd vedtok i oktober 2014 et ram-meverk for energiog klimapolitikk som skalgjelde for perioden 2020–2030. Rammeverketshovedinnhold er mål for reduksjoner i klimagass-utslipp, mål for fornybar energi og energieffektivi-sering, og er i så måte en oppfølging og viderefø-ring av målene for 2020.

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

Kilde: Eurostat

0 %

10 %

20 %

30 %

40 %

50 %

60 %

70 %

80 % M

alta

Luxe

mbu

rg

Bel

gia

Tsje

kkia

Kyp

ros

Ned

erla

nd

Slov

akia

Ung

arn

Pol

en

Stor

brita

nnia

Bul

gari

a

Irla

nd

Ital

ia

Tysk

land

Hel

las

EU-2

8

Span

ia

Kro

atia

Fran

krik

e

Lita

uen

Rom

ania

Estl

and

Slov

enia

Dan

mar

k

Por

tuga

l

Øst

erri

ke

Finl

and

Latv

ia

Sver

ige

Nor

ge

2005 2014 Mål


For klimagassutslipp ble det vedtatt et bin-dende mål om minst 40 prosent reduksjon i klima-gassutslippene sammenliknet med 1990-nivå. Kli-mamålet skal nås ved at utslippene i kvotepliktigog ikke-kvotepliktig sektor reduseres med hen-holdsvis 43 prosent og 30 prosent sammenliknetmed 2005-nivå. Når det gjelder ikke-kvotepliktigsektor, vil det bli fastsatt mål for hvert enkelt landsom vil variere mellom 0 og minus 40 prosent.

For fornybar energi er målet en andel på minst27 prosent i 2030. Målet på 27 prosent energief-fektivisering er indikativt. Energimålene skalgjelde på EU-nivå og ikke fordeles på hvert enkeltmedlemsland. Et nytt element som ble introduserter at måloppnåelsen skal følges med et nytt sty-ringssystem. Det forventes at kommisjonen kom-mer med et forslag til utforming av elementene iet slikt styringssystem mot slutten av 2016. Detble også fastsatt en ambisjon om 15 prosent over-føringskapasitet for elektrisitet mellom land i2030, målt i forhold til installert produksjonskapa-sitet.

Det Europeiske Råd la vekt på at en felleseuropeisk energiog klimapolitikk må sikre rime-lige energipriser, konkurranseevne for industrien,forsyningssikkerhet og oppnåelse av klima- ogenergimålene. Det fremheves at 2030-målene månås på en kostnadseffektiv måte, og at kvotehan-delssystemet spiller en sentral rolle. Målene skalnås, samtidig som medlemslandene sikres fleksi-bilitet med hensyn til hvordan de oppnår sine for-pliktelser, og det kan tas hensyn til nasjonale for-hold. Medlemslandenes rett til å velge egen ener-gimiks skal respekteres.

Det legges vekt på å ferdigstille det indre ener-gimarkedet og å utvikle mellomlandsforbindelser,slik at ingen medlemsland skal være isolerte fraeuropeiske gassog elektrisitetsnettverk. Effektivog konsistent iverksettelse av tredje energimar-kedspakke fremheves.

Det Europeiske Råd omtaler også EUs gassim-port. EU importerer om lag 2/3 av sitt gassfor-bruk, men importandelen varierer mye mellommedlemslandene. Flere av landene i Øst-Europaog Baltikum importerer alt sitt gassforbruk fraRussland. EUs samlede importandel fra land uten-for EU/EØS er imidlertid mindre enn 50 prosent.

I løpet av 2016 er det ventet at det kommer enomfattende gjennomgang av lovgivningen knyttettil 2020- og 2030-målsetningene. Forslag til revi-dert kvotedirektiv ble lagt frem i 2015. Det er vars-let en gjennomgang av direktivet for energieffekti-visering og bygningsenergidirektivet, og nyedirektivforslag på fornybar energi og markedsde-sign, samt strømlinjeforming av rapporteringfor-

pliktelsene knyttet til de ulike regelverkene. Detvil også legges frem et revidert forslag til innsats-fordelingsbeslutning som omfatter ikke-kvoteplik-tig sektor.

Nærmere om EUs klimamål og -politikk

Utslippene i EU har avtatt betydelig siden 1990,som en følge av strammere klimapolitikk, energi-effektivisering, redusert forbruk av kull i energi-produksjon og andre utslippsreduserende tiltak.Økonomisk omstilling, nedlegging av utslippsin-tensiv industri i Øst-Europa og svak økonomiskvekst har også vært viktig. Utslippstall for 2014viser at EU samlet vil nå utslippsmålet for 2020, dautslippene i 2014 var 23 prosent lavere enn i 1990.En videreføring av dagens virkemiddelbruk vilføre til at EU samlet antas å redusere sine klima-gassutslipp med 24–25 prosent i 2020. Ifølge Kom-misjonens beregninger, vil utslippene i EU redu-seres med 32 prosent i 2030 sammenlignet med1990, med en videreføring av dagens klimapoli-tikk.

EUs mål for 2030 om minst 40 prosentutslippsreduksjon skal oppfylles innenfor EU utenbruk av internasjonale mekanismer. Målet leggertil grunn en utslippsbane frem mot 2050 som er itråd med EUs langsiktige mål om en utslippsre-duksjon på 80–95 prosent innen 2050. Det vil blifastsatt bindende mål for medlemslandene forikke-kvotepliktig sektor på grunnlag av BNP percapita, samtidig vil det også tas hensyn til kost-nadseffektivitet. Det legges opp til at landene kanbenytte fleksible mekanismer i oppfyllelsen avmålet for utslippsreduksjoner i ikke-kvotepliktigsektor, men detaljene er ennå ikke klare. Det erventet at forslag fra kommisjonen til revidertregelverk for innsatsfordelingsbeslutningen villegges frem til sommeren 2016.

EU-kommisjonen la i midten av juli 2015 fremforslag til revidert kvotedirektiv for perioden2021–2030. Det europeiske råd har konkludertmed at kvotesystemet fortsatt vil være det viktig-ste klimapolitiske virkemidlet i EU for å innfri detoverordnede klimamålet. Rådet har videre beslut-tet at den årlige nedtrappingen av den samledekvotemengden skal øke ved at reduksjonsfakto-ren øker fra 1,74 prosent til 2,2 prosent med virk-ning fra 2021. Differansen mellom 1,74 prosent og2,2 prosent utgjør 556 millioner tonn over perio-den 2021–2030. Nedtrappingen bidrar til at kvote-mengden for 2030 vil være 43 prosent lavere enn2005-utslippene fra de kvotepliktige virksomhe-tene. Utslippsreduksjonene i kvotepliktig sektorvil ikke regnskapsføres for hvert land. Det legges


til grunn at bedriftene i kvotepliktig sektorsammen bidrar til utslippsreduksjonene uavhen-gig av i hvilket land det skjer.

Parisavtalen

12. desember 2015 ble Parisavtalen vedtatt. Kli-maavtalen er den første rettslig bindende klimaav-tale der alle land har plikter og rettigheter som detskal rapporteres på. Avtalen vil bidra til økt inn-sats for utslippsreduksjoner, og forsterke arbeidetmed klimatilpasning. Den gir en klar retning forfremtidig klimaarbeid og inneholder bestemmel-ser som gjør at innsatsen vil styrkes over tid.

Gjennom Stortingets behandling av Meld. St.13 (2014–2015) Ny utslippsforpliktelse for 2030 –en felles løsning med EU har Norge påtatt seg enbetinget forpliktelse om minst 40 prosent utslipps-reduksjon i 2030 sammenlignet med 1990. Meldin-gen orienterer videre om at Norge vil gå i dialogmed EU om å inngå en avtale om felles oppfyllelseav klimaforpliktelsen for 2030 sammen med EU.Med en felles oppfyllelse vil Norge delta i gjen-nomføring av det samlete utslippsmålet på minst40 prosent reduksjon. Dette vil gjennomføres medutgangspunkt i den fordelingen av innsats mellomkvotepliktig og ikke-kvotepliktig sektor som EUvedtar. EU legger opp til at alle utslippsreduksjo-ner skal skje innenfor unionen.

Utslippsreduksjoner i kvotepliktig sektor vilikke fordeles på land. For ikke-kvotepliktig sektorvil det fastsettes nasjonale mål. EU skal vedtautforming av fleksible mekanismer for gjennom-føring av tiltak i ikke-kvotepliktig sektor. Med enfelles oppfyllelse med EU forutsettes det at Norgefår samme tilgang til fleksibilitet i gjennomførin-gen som EUs medlemsland.

Det er en forutsetning at Norge ikke utenvidere vil bli bundet av mål og regelverk på klima-og energiområdet utover det som følger av EØS-avtalen og avtalen om felles oppfyllelse med EU.Ettersom Norge allerede er fullt inkludert i EUskvotesystem gjennom EØS-avtalen, er det særligspørsmål knyttet til utslippsreduksjoner i ikke-kvotepliktig sektor og adgangen til fleksibel gjen-nomføring som må løses.

6.3.3 Energiunionen

Ny Europakommisjon tiltrådte høsten 2014, og etav grepene kommisjonen gjorde var å opprette enegen visepresident med ansvaret for å utvikle EUsEnergiunion. Dette skal skje i tett samarbeid medandre kommissærer, og spesielt kommisær forklima- og energispørsmål. Energiunionen anses

som en av de viktigste sakene for Kommisjonendenne femårsperioden.

Kommisjonen la frem en melding om EUsenergiunion i februar 2015. Et hovedbudskap imeldingen er at Europa trenger en helhetlig ener-gipolitikk, med et velfungerende indre energimar-ked som det sentrale virkemiddelet. Energiunio-nen skal understøtte de overordnede målene medenergipolitikken, som er rimelig, sikker og bære-kraftig energi, og bygger på det vedtatte klima- ogenergirammeverket mot 2030.

Arbeidet med EUs energiunion skal baserespå fem dimensjoner: Forsyningssikkerhet, fullfø-ring av det indre energimarkedet, moderasjon avenergietterspørselen, reduksjon av klimagassut-slipp, samt forskning og innovasjon.

Forsyningssikkerhet er et svært sentralt temai EU, og har fått ytterligere oppmerksomhet etterkonflikten mellom Russland og Ukraina. I EUfremholdes det at et av de viktigste virkemidlenefor å bedre forsyningssikkerheten i EU er bedreinfrastruktur og en diversifisering av energikil-dene. Kommisjonen ønsker derfor å ta initiativ forå få på plass kritisk infrastruktur. Det utvikles kri-seplaner for både gass og elektrisitet, og det tas tilorde for mer samarbeid på tvers av landegren-sene. Kommisjonen skal videre vurdere betydnin-gen av LNG og gasslager. Kommisjonen ønsker åstyrke EUs rolle i de globale energimarkedene.EU vil styrke samarbeidet med land utenfor EU.Her er Norge spesielt nevnt.

Den andre dimensjonen i energiunionen, erfullføring av det indre energimarkedet. Her snak-kes det om mer infrastruktur (hardware) og vide-reutvikling av regelverket (software). Kommisjo-nen ønsker å styrke det nye byrået for samarbeidmellom energiregulatorer, ACER, som fremhevessom en premissleverandør for et effektivt regula-torisk rammeverk. Kommisjonen trekker ogsåfrem behovet for å ferdigstille arbeidet med nett-verkskoder (tekniske forskrifter som bl.a. skalsikre at energi kan flyte fritt over landegrenser).Kommisjonen vil videre foreslå en reform av elek-trisitetsmarkedet med særlig vekt på sluttbruker-markedet. Forbrukernes rolle fremheves. Det eret mål at forbrukerne i større grad selv kan velgeleverandør av elektrisitet.

Begrensning av energietterspørselen omtalessom den tredje dimensjonen i energiunionen.Behov for tiltak i bygningssektoren og smartbyplanlegging trekkes særlig frem. Kommisjonenønsker videre å bidra til enklere finansiering aveffektiviseringstiltak. Det legges til grunn at deter mange rasjonelle tiltak innenfor energieffektivi-sering som ikke realiseres på grunn av ulike for-


mer for markedssvikt. Kommisjonen legger ogsåstor vekt på å begrense energibruken og klima-gassutslipp fra transportsektoren.

Reduksjon av klimagassutslipp og avkarboni-sering av økonomien, er den fjerde dimensjonen.Meldingen omtaler EUs utslippsmål mot 2030 ogtrekker frem et velfungerende kvotesystem sombærebjelken i EUs klimapolitikk. I tillegg til kvote-systemet, trekker EU frem fornybar energi. Støttetil fornybar energi bør være kostnadseffektiv ogtreffsikker, og det er viktig at det sikres forutsig-bare rammebetingelser for investeringer. Kommi-sjonen vil legge til rette for samarbeid mellomland for å harmonisere nasjonale støtteordninger.De vil videre se på støtteordningene til fornybarenergi og relevante deler av statsstøtteregelver-ket. Når det gjelder transportsektoren fastslås detat EU må investere i avansert biodrivstoffproduk-sjon som er bærekraftig og som tar hensyn tileffekter på miljø, arealbruk og matproduksjon.

Den femte dimensjon er forskning, innovasjonog konkurransekraft. Også her vil Kommisjonenbidra til bedre koordinering av ulike forsknings-programmer med et mål om å få mer helhetligEU-tilnærming og at man får mer igjen for de res-sursene som investeres i forskning og innovasjon.Kommisjonen vil prioritere fire områder: i) utvik-ling av en ny generasjon fornybar energi, ii) smartteknologi som gjør forbrukeren til en aktiv aktør ienergimarkedet, iii) energieffektivisering og iv)en mer bærekraftig transportsektor.

November 2015 la Kommisjonen frem State ofthe Energy Union. Dette er en rapport som Kom-misjonen forpliktet seg til å fremme i den førstemeldingen som kom om rammeverket for energi-unionen Energy Union Package, 25. februar 2015,(COM (2015) 80 final). Rapporten skal kommeårlig, og skal utgjøre en del av styringssystemetfor å nå energiunionens målsetninger, herunder2030-målsetningene.

For 2016 varsler kommisjonen følgende regel-verksinitiativ:– Elmarkedsregelverket– Gassforsyningssikkerhetsforordningen– Elforsyningssikkerhetsdirektivet– Fornybardirektivet– Innsatsfordelingsbeslutningen– Energieffektiviseringsdirektivet– Bygningsenergidirektivet– Regelverk for en bærekraftig transportsektor– Regelverk om strømlinjeforming av planer og

rapportering

For å sikre at EU når sine klima- og energimål for2030 har man besluttet å utvikle et styringssystem

The Governance System of the Energy Union. Motslutten av 2016 vil Kommisjonen etter planenlegge frem et lovforslag om det nye styringssys-temet.

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

Nedenfor følger en omtale av de sentrale EU-direktivene på energiområdet som har betydningfor Norge. I tillegg omtales kvotedirektivet ogvanndirektivet. I tillegg er det andre direktiver påmiljøområdet som har betydning for energi- ogvannressursområdet.

6.4.1 Direktiver på energieffektiviserings-området

EU har innført flere direktiver på energieffektivi-seringsområdet, blant annet for å nå målet om 20prosent energieffektivisering innen 2020. Direkti-vene kan grupperes i to ulike kategorier: Direkti-ver med harmoniserte krav og direktiver medminimumskrav.

Direktiver med harmoniserte krav

Innenfor energieffektivisering er det to direktivermed harmoniserte krav:– Europaparlaments- og rådsdirektiv 2009/125/

EF av 21. oktober 2009 om rammene for fast-settelse av krav til miljøvennlig design av ener-girelaterte produkter (økodesigndirektivet) og

– Europaparlaments- og rådsdirektiv 2010/30/EU av 19. mai 2010 om rammene for angivelseav energirelaterte produkters energiog res-sursbruk ved hjelp av merking og standardi-serte produktopplysninger (energimerkedi-rektivet).

Direktivene setter generelle rammer for energi-merking og krav til energirelaterte produkter.Energirelaterte produkter omfatter både produk-ter som bruker energi og produkter som ikke bru-ker energi, men har innvirkning på energibruk,som for eksempel vinduer. Begge direktivene erinnlemmet i EØS-avtalen og gjennomført i norskrett gjennom økodesignforskriften av 23. februar2011 nr. 190 og energimerkeforskriften for pro-dukter av 27. mai 2013 nr. 534.

For produkter som omfattes av økodesigndi-rektivet stilles det krav til miljøvennlig utforming.Dette kan innebære krav til energieffektivitet,utslipp, materialbruk, lydnivå mv. Produkter som


ikke når opp til økodesignkravene, kan ikkeomsettes i markedet. Produkter som omfattes avenergimerkedirektivet skal forsynes med et ener-gimerke som skal hjelpe forbrukeren å velge demest energieffektive produktene.

Det utvikles løpende spesifikke forordningerfor hver produktgruppe. Det er lange prosesser,med omfattende involvering av produsenter, førproduktkravene blir satt. Norge er i utgangspunk-tet forpliktet til å innlemme alle de underliggendeproduktforordningene. Normalt er dette uproble-matisk. NVE deltar i utformingen av de ulike pro-duktforordningene i EU og har et ansvar for opp-følgingen i Norge.

Til nå er det vedtatt økodesign- og energimer-keforordninger for i hovedsak husholdningspro-dukter som kjøle- og fryseapparater, oppvask- ogvaskemaskiner, tørketromler, stekeovner, belys-ning og fjernsyn. EU lager 3-årige arbeidsplanerfor hvilke produkter som skal vurderes for inn-lemmelse under de to direktivene. Fremover kom-mer det i økende grad forordninger for andre pro-dukttyper enn husholdningsprodukter. Eksempel-vis er krav til krafttransformatorer og industrivif-ter allerede vedtatt.

EU-kommisjonen har regnet på forventedeenergibesparelser som følge av de økodesign- ogenergimerketiltakene som til nå er gjennomført. I2020 forventes en årlig besparelse i sluttbruk på1186 TWh.5 Dette utgjør halvparten av EUs målom 20 prosent energieffektivisering innen 2020.

Det er usikkerhet knyttet til eksakte anslag påenergieffektivisering som følge av kravene i øko-design og energimerking, men det må legges tilgrunn at effektiviseringen er betydelig. Eksempel-vis krever LED-teknologi til belysning bare10 prosent så mye energi som den tradisjonelleglødelampen for å gi tilsvarende mengde lys.

Det er i enkelte forordninger blitt tatt i bruk enberegningsfaktor som skal ta hensyn til at det kanvære et betydelig energitap ved strømproduksjonbasert på gass og kull. Det har ledet til at oppvar-ming basert på direkte bruk av gass nå får sva-kere krav enn oppvarming basert på elektrisitet. Iøkodesignforordningene for kombikjeler (tappe-vann og romoppvarming) og varmtvannsberedereer det satt så strenge krav at store konvensjonelleelektriske kombikjeler fra 2017 og varmtvannsbe-redere fra 2018 i praksis blir forbudt. I Norge girdette lite mening fordi kraftproduksjonen er for-nybar og energitapet er beskjedent. Departemen-tet søker å påvirke EU slik at regelverket vil åpnefor at produktene fortsatt skal kunne være tilgjen-

gelige på markedet. Kommisjonen har igangsatten studie som grunnlag for å vurdere en revisjonav de to aktuelle forordningene. Departementetarbeider for at revisjonen skal gi endringer i regel-verket som åpner for at store elektriske kombikje-ler og varmtvannsberedere fortsatt skal være til-gjengelige på markedet.

Direktiver med minimumskrav

Direktiver med minimumskrav på energieffektivi-seringsområdet er mer knyttet opp mot harmoni-sering av retning og rammeverk i energieffektivi-seringspolitikken, heller enn like krav på tvers avlandegrensene. Europaparlaments- og rådsdirek-tiv 2012/27/EU av 25. oktober 2012 om energief-fektivisering (energieffektiviseringsdirektivet) ogEuropaparlaments- og rådsdirektiv 2010/31/EUav 19. mai 2010 om bygningers energiytelse (revi-dert bygningsenergidirektiv), faller inn underdenne kategorien.

Energieffektiviseringsdirektivet erstatter ener-gitjenestedirektivet og CHP-direktivet om kogene-rering av kraft og varme. Formålet med energief-fektiviseringsdirektivet er å skape et felles ramme-verk for tiltak for å nå EUs mål om 20 prosentenergieffektivisering i 2020. Direktivet legger opptil fjerning av markedsbarrierer som forhindrerenergieffektivisering på tilbudssiden og sluttbru-kersiden. Det skal settes indikative nasjonaleenergieffektiviseringsmål for 2020. Regjeringenvurderer at direktivet er i grenseområdet for hvasom må innlemmes i EØS-avtalen. Regjeringenhar besluttet at direktivet skal innlemmes i EØS-avtalen med nødvendige tilpasninger, og arbeidetmed dette pågår nå i EØS-EFTA-landene.

EU har et bygningsenergidirektiv fra 2002som ble erstattet av et revidert bygningsenergidi-rektiv i 2010. Formålet med de to bygningsdirekti-vene er å fremme energieffektivitet i bygninger.Bygninger beskrives som sentrale i EUs energief-fektiviseringspolitikk, da nær 40 prosent av ener-gibruken og 36 prosent av klimagassutslippene iEU kommer fra bygninger. Å forbedre energiytel-sen i bygninger beskrives derfor som sentralt,både for å nå EUs 2020-mål, og for å oppnå merlangsiktige siktemål på klima og energi.

Direktivet fra 2002 er tatt inn i EØS-avtalen ogimplementert i norsk rett. Direktivet definerer etfelles rammeverk for beregning av bygningersenergibruk, og krever at det fastsettes nasjonaleenergikrav for nye og renoverte bygg. De faktiskeenergikravene fastsettes av landene selv. Direkti-vet har bestemmelser om energimerking av allebygninger, og energivurdering av større klima- og5 ‘Ecodesign Impact Accounting’


fyringsanlegg. De spesifikke ordningene underdirektivet utformes av de enkelte landene.

Regjeringen har vurdert at det reviderte direk-tivet fra 2010 er i grenseområdet for hva som måinnlemmes i EØS-avtalen. I dette direktivet define-res det en beregningsmetode som skal brukesved etablering av energikrav. Det er satt krav omnesten nullenergibygg i 2020, men definisjonen avslike bygg er relativt åpen. Regjeringen har beslut-tet at direktivet skal innlemmes i EØS-avtalenmed nødvendige tilpasninger, og arbeidet meddette pågår nå i EØS-EFTA-landene.

Bygningsenergidirektivene stiller krav til ener-gimerking av bygninger og energivurdering avtekniske anlegg. Slike ordninger ble gjennomførti Norge i 2009. Fra 1. juli 2010 ble det obligatoriski Norge med energimerking av bygninger vedsalg, utleie og oppføring. Yrkesbygninger over1000 m2 skal til enhver tid ha en energiattest somer synlig for bygningens brukere. Ordningen skalbidra til mer kunnskap og oppmerksomhet omenergibruk i bygg.

6.4.2 Fornybardirektivet

Fornybardirektivet (2009/28/EF) har som formålå fremme produksjon og bruk av fornybare ener-gikilder i Europa. Målet er å oppnå at 20 prosentav europeisk energibruk kommer fra fornybarekilder innen 2020. Det settes fokus på tre hoved-områder for fornybar energi; elektrisitet, oppvar-ming/avkjøling og transport. I transportsektorenskal hvert land oppnå en fornybarandel på 10 pro-sent. Direktivet er en utvidelse av en tidligere ver-sjon fra 2001 som kun omfattet elektrisitet. Direk-tivet ble innlemmet i EØS-avtalen i 2011.

Fornybardirektivet definerer nasjonale kvanti-tative mål for andel fornybar energi som hvertland skal nå innen 2020. Målene er fordelt slik atde til sammen skal oppfylle EU-målet om 20 pro-sent i 2020. Fordi landene har svært ulikeutgangspunkt har de også svært ulike mål. Norgeog Island har de høyeste fornybarandelene iEuropa. Det norske målet er på 67,5 prosent.

Norge har som utgangspunkt en betydelighøyere andel fornybar energi enn andre euro-peiske land. Dette innebærer at økt energibruk vilmåtte dekkes opp av betydelig mer fornybarenergi enn om vi hadde hatt en andel på nivå medgjennomsnittet i EU. Hvis energibruken øker, må67,5 prosent av økningen dekkes opp av ny forny-bar energi for at fornybarandelen skal oppretthol-des. For å øke fornybarandelen i Norge må der-med veksten i utbygd fornybar elektrisitet væreen god del høyere enn veksten i etterspørselen.

I henhold til direktivet skal landene levere innhandlingsplaner for arbeidet med fornybar energi.Handlingsplanene er basert på en felles mal slik atman skal kunne sammenlikne virkemiddelbrukog utvikling på tvers av land. Norge leverte sinhandlingsplan i juni 2012. Hvert annet år rapporte-rer Norge til ESA om hvorvidt utviklingen følgerreferansebanen mot målene som er satt i planen.

Elsertifikatordningen er det viktigste virke-midlet for å nå fornybarmålet i Norge. Norge fårgodskrevet nær halvparten av totalmålet for detfelles elsertifikatmarkedet mellom Norge og Sve-rige uavhengig av hvor produksjonen vil komme.

6.4.3 Vanndirektivet

Vanndirektivet er innlemmet i EØS-avtalen oggjennomført i norsk rett gjennom vannforskriften.Forskriften har som formål å gi rammer for fast-settelse av miljømål som skal sikre en mest mulighelhetlig beskyttelse og bærekraftig bruk avvannforekomstene. Forvaltningsplanene i hen-hold til vannforskriften er verktøy for en økosys-tembasert forvaltning av kyst, elver og innsjøer.Miljømål skal sikre at tilstanden beskyttes motforringelse, forbedres og gjenopprettes med siktepå å sikre minst god økologisk og kjemisk til-stand. For vannforekomster sterkt preget av vann-kraftproduksjon, såkalt sterkt modifiserte, skaldet fastsettes miljømål for å beskytte mot forrin-gelse og forbedre tilstanden i vannforekomstenemed sikte på å oppnå minst godt økologisk poten-sial og god kjemiske tilstand. Dette vil innebæretilpassede miljømål, der miljøgevinsten avveiesmot samfunnsnytten av kraftproduksjonen. For-valtningsplanene skal legges til grunn for sektor-myndighetenes virksomhet. Det kan i etterføl-gende beslutning fra sektormyndighet vise seg attiltaket ikke er egnet eller har en for høy sam-funnsmessig kostnad i forhold til samfunnsnytte.

Direktivet åpner for at tilstanden kan forringesved nye inngrep, gitt visse forutsetninger. Vurde-ringene av om forutsetningene er oppfylt inngår ikonsesjonsbehandlingen.

Norge har bidratt og deltar aktivt i den felles-europeiske gjennomføringsstrategien. Det eregne arbeidsgrupper som jobber med erfaringsut-veksling og harmonisering av oppfølging av direk-tivet i vassdrag påvirket av vannkraft.

6.4.4 EUs kvotehandelssystem

EUs kvotehandelssystem (EU ETS) omfatter i dagde 28 EU-medlemslandene og de tre EØS-EFTA-landene. Kvotesystemet dekker omkring 45 pro-


sent av EUs klimagassutslipp og om lag halvpar-ten av de norske.

Det var Kyotoavtalen fra 1997 som la grunnla-get for et internasjonalt marked for utslippskvoter,og som førte til at EU begynte utvikling av et regi-onalt europeisk system. For at et kvotemarkedskal redusere utslippene må samlet kvotemengdesettes lavere enn forventet utslippsnivå. Når taketi et kvotesystem er satt tilstrekkelig lavt, vilknappheten på kvoter føre til at det gjennomføresutslippsreduserende tiltak. Markedet bestemmerhvilke tiltak som gjennomføres, og hensikten er at

utslippsreduksjonene skal skje der kostandene erlavest.

EUs kvotemarked ble etablert gjennom Euro-paparlaments-og rådsdirektiv 2003/87/EF. I 2009ble det vesentlig revidert for å styrke tredje faseav kvotesystemet som gjelder fra 2013 til 2020.Begge direktivene er innlemmet i EØS-avtalen, ogNorge har siden 2008 deltatt i EUs kvotesystem.Norge opprettet allerede i 2005 et nasjonalt kvote-system. I perioden 2005–2007 hadde norske virk-somheter kun mulighet til å kjøpe kvoter innenforEU-systemet, men kunne ikke selge norske kvo-

Boks 6.3 Fornybarandel i henhold til EUs fornybardirektiv

Fornybarandelen i norsk energibruk

Fornybarandelen som bestemt i fornybardirekti-vet har som formål å beregne hvor stor andel avden samlede energibruken som dekkes av for-nybare energikilder på en slik måte at denneandelen kan sammenlignes mellom land. I for-bindelse med EUs fornybardirektiv utarbeidesdet i tillegg til en total fornybarandel også treunderkategorier på elektrisitet, varme og kjølingsamt transport.

Den totale fornybarandelen

Den totale fornybarandelen er definert som etlands fornybare energiproduksjon delt på lan-dets totale sluttbruk av energi. Denne definisjo-nen inkluderer alt av fornybar elektrisitet, fjern-varme og varmepumper på produksjonssiden,mens forbrukssiden inkluderer innenlandsksluttbruk av energi og tilført fornybar energi fravarmepumper, overføringstap av elektrisitet ogfjernvarme samt forbruk av strøm og fjern-varme i elektrisitets- og varmesektoren. Dettebetyr at elektrisiteten som for eksempel blirbrukt i pumpekraftverk blir medregnet, mensenergien som blir brukt på petroleumsvirksom-heten blir holdt utenfor.

Norge har påtatt seg å øke fornybarandelen ienergibruken sitt til 67,5 prosent innen 2020.Norges fornybarandel har vokst fra 59,8 prosenti 2005 til 69,2 prosent i 2014. Norge har sammenmed Island de høyeste fornybarandelene iEuropa.

Fornybarandelen i elektrisitetsproduksjon

Den norske fornybarandelen i elektrisitetsfor-bruk var i 2014 hele 109,6 prosent. Dette kom-mer av at andelen regnes ut ved å dele fornybarelektrisitetsproduksjon på total elektrisitetsfor-bruk. I og med at Norge i de fleste år er nettoek-sportør av elektrisitet, og 98 prosent av produk-sjonen vår er fornybar, fører dette til at vi fårover 100 prosent fornybar elektrisitetsandel.

Fornybarandelen i varme og kjøling

I 2014 var fornybarandelen innenfor varme- ogkjølesektoren i Norge 32,5 prosent. Norge harsvært lave utslipp forbundet med oppvarming avbygg i europeisk sammenheng, og grunnen tilat fornybarandelen i denne sektoren likevel ikkeer høyere, er at elektrisk oppvarming ikke ermedregnet. Andelen regnes ut ved å dele for-bruk av biobrensel, fornybar fjernvarmeproduk-sjon og tilført energi fra varmepumper, på totaltbrenselsforbruk (olje, gass, biomasse, kull ogkoks) og tilført energi fra varmepumper. Dennefornybarandelen er svært temperaturavhengig.

Fornybarandelen i transport

Fornybarandelen i transportsektoren regnesgrovt sett ved å dele fornybar energibruk i trans-portsektoren på den totale energibruken i trans-portsektoren. Luftfarten er ikke medregnet.Strømforbruk i veitransport og biodrivstoff fraavfall ganges med henholdsvis 2,5 og 2 i utreg-ningen. Den norske fornybarandelen i transportvar 4,8 prosent i 2014.


ter til virksomheter i EU. Fra 2008 har norskevirksomheter deltatt i kvotesystemet på lik linjemed EU-landenes virksomheter. Kvotesystemethar fra og med tredje fase i større grad vært har-monisert med enhetlige regler. I det ligger at alleland har samme regler for tildeling av vederlags-frie kvoter, og det er satt en felles kvotemengde.Etter utvidelsen fra 2013 omfatter kvotesystemetflere sektorer og gasser.

EU har i 2015 besluttet å innføre en såkalt mar-kedsstabiliseringsmekanisme – en kvotereserve –som skal tre i kraft fra 2019. Hensikten med å eta-blere en kvotereserve er å sikre prisstabilitet.Mekanismen skal være regelstyrt og objektiv,hvor antallet kvoter som skal auksjoneres justeresautomatisk dersom antallet kvoter som sirkulereri markedet er over eller under et visst nivå. Det erforeslått en gradvis innføring av kvoter i reservendersom kvoteoverskuddet er over 833 millioner.Samtidig forslås en gradvis utfasing av kvoter der-som kvoteoverskuddet er lavere enn 400 millio-ner. EU har besluttet at de 900 millioner kvotenesom har blitt holdt tilbake fra auksjonering i mar-kedet – det såkalte backloading-vedtaket – skalføres direkte inn i reserven. Det samme gjelderubrukte kvoter som er holdt av til nye virksom-heter.

6.4.5 Det indre energimarkedet

Tredje energimarkedspakke

Den tredje energimarkedspakken fra 2009 bestårav fem rettsakter som viderefører og styrker regu-leringen av de indre markedene for elektrisitet ognaturgass. Pakken erstatter rettsaktene somutgjorde EUs andre energimarkedspakke. Foru-ten to rettsakter om gassmarkedet,6 inneholderlovgivningspakken direktiv 2009/72/EF (elmar-kedsdirektiv III) og forordning 714/2009/EF(grensehandelsforordning III), samt forordning713/2009/EF om opprettelsen av et byrå (ACER)for samarbeid mellom nasjonale regulerings-myndigheter på energiområdet (ACER-forordnin-gen).

Hovedelementene i pakken dreier seg om åredusere vertikal integrasjon, styrket felles regu-lering av energimarkedene og utvikling av grense-kryssende infrastruktur og sikker elektrisitetsfor-syning. Dette skal oppnås blant annet gjennom åkreve sterkere skille mellom nett og annen virk-somhet (produksjon og omsetning), ved å sikre

nasjonale regulatorers uavhengighet og ved åstyrke europeisk regulatorsamarbeid gjennomACER. Gjennom pakken tas det også sikte på å giprodusenter investeringsinsentiver og styrkederettigheter til forbrukere. Det er et mål å sikrestrømkunder valgfrihet og konkurransedyktigepriser.

Den tredje energimarkedspakken gir ogsåhjemmel til å fastsette utfyllende regler, såkaltenettkoder og retningslinjer. Regelverket utformesetter en egen prosess mellom ENTSO-E, ACER ogKommisjonen.

Det arbeides med innlemmelse av den tredjeenergimarkedspakken i EØS-avtalen. Vedtak ominnlemmelse i EØS-avtalen og nødvendige lov-endringer som følge av dette vil fremmes for Stor-tinget.

Byrået for samarbeid mellom energiregulatorer, ACER

ACER styrker og formaliserer samarbeidet mel-lom nasjonale energiregulatorer i EU. Byråetsorganisering, oppgaver, kompetanse og finansier-ing er regulert i ACER-forordningen. Byrået er enviktig rådgiver for Kommisjonen, Rådet og Parla-mentet. ACER har også en sentral rolle i utviklin-gen av nettkoder og retningslinjer som utfyllerden tredje energimarkedspakken.

ACERs uavhengighet av markedsaktører ogpolitiske instrukser er vektlagt på samme måtesom de nasjonale energiregulatorenes uavhengig-het. Byrået har eget budsjett og hovedkontoret erlagt til Ljubljana i Slovenia.

ACER har en viktig overvåkningsfunksjon fordet indre markedet. Byrået skal også føre tilsynmed at nasjonale regulatorer utøver sine funksjo-ner i tråd med gjeldende EU-regelverk. ACER harogså en viktig funksjon i å avdekke markedsmis-bruk og innsidehandel. ACER skal gi råd omregelverkstolkning i konkrete saker og fører til-syn med regionalt og europeisk samarbeid mel-lom TSOer (transmisjonssystemoperatører) ogutvikling av infrastruktur på EU-nivå.

ACER har vedtaksmyndighet på visse saksom-råder knyttet til grensekryssende infrastruktur ogi saker hvor nasjonale regulatorer ikke kommer tilenighet, eller i fellesskap ber ACER fatte vedtak isaken.

Nettverk for transmisjonssystemoperatører, ENTSO-E

ENTSO-E skal utarbeide europeiske nett-utviklingsplaner og etablere regionale samarbeidfor å fremme utviklingen av EUs indre marked for6 Direktiv 2009/73/EF (Gassmarkedsdirektiv III) og forord-

ning (EF) nr. 715/2009 (Gasstransmisjonsforordning II)


elektrisitet. Et tilsvarende nettverk er etablert forgass, ENTSO-G.

En annen viktig oppgave for ENTSO-E er åutarbeide forslag til teknisk regelverk som utfyllertredje energimarkedspakke. ENTSO-E har enløsere tilknytning til EU-strukturen enn ACER, oghar som et nettverk ikke vedtakskompetanse elleroffentlig myndighet.

Utfyllende regelverk – nettkoder og retningslinjer

Mer integrerte fysiske elektrisitetsmarkeder for-utsetter økt harmonisering av teknisk regelverk,handelssystemer og markedsdesign. Tredje ener-gimarkedspakke hjemler og introduserer en pro-sedyre for utvikling av utfyllende regelverk,såkalte nettkoder og bindende retningslinjer. Pro-sedyren omfatter ENTSO-E, ACER og Kommisjo-nen. Det pågår nå et omfattende arbeid i EU medå utvikle utfyllende regelverk, i første omganginnenfor temaene nettilknytning, systemdrift ogmarkedsdesign. Figur 6.4. gir en oversikt overnettkoder og bindende retningslinjer på elektrisi-tetsområdet.

Det utfyllende regelverket skal sikre harmoni-sering av tekniske løsninger og likere betingelserfor aktørene. Nettkoder og bindende retningslin-jer vedtas som forordninger. Det vil si at dersomde er EØS-relevante, skal de tas inn i EØS-avtalenog gjennomføres i norsk rett som sådan.

Norske myndigheter og aktører er involvert iutarbeidelsen av nettkoder og bindende retnings-linjer på ulike stadier. Statnett er medlem avENTSO-E. I ACER foregår arbeidet med kodene iulike arbeidsgrupper og i regulatorstyret. NVEdeltar i flere av ACERs arbeidsgrupper.

Komitologiprosessen7 ledes av Kommisjonenog omfatter departementene i EUs medlemslandog Norge. Olje- og energidepartementet deltar iarbeidet med talerett, men ikke stemmerett. Nor-ske aktører har også mulighet til å delta i arbeids-møter og offentlige høringer som gjennomføresav ENTSO-E og ACER.

Kommisjonsforordning 1222/2015/EU om ret-ningslinje for kapasitetstildeling og flaskehals-håndtering (CACM) gir rammene for den videreutviklingen av markeder for day-ahead og intra-dag i Europa. CACM pålegger konkurranse mel-

lom børser. I dag er Nord Pool den eneste børsenmed markedsplasskonsesjon for omsetning avkontrakter for fysiske kraftleveranser i Norden.

CACM etablerer et styringssystem hvor ulikekollektiv av transmisjonssystemoperatører(TSOer) og børser skal foreslå tekniske reglerinnenfor angitte tidsfrister, som deretter skal god-kjennes av nasjonale regulatorer. Dersom denasjonale regulatorene ikke kommer til enighet,overføres saken til ACER. Blant annet dreier detteseg om utvikling av en felles nettmodell ogmetode for kapasitetsfastsettelse, fastsetting avmetode for fordeling av flaskehalsinntekter, utvik-ling av en felles markedskoblingsfunksjon (MCO)m.m.

Europeisk markedskobling har tidligere værtbasert på frivillig samarbeid og regionale initiativ.Det nordiske markedet var tidlig ute med etable-ring av en felles kraftbørs. I dag omfatter deneuropeiske markedskoblingen og kapasitetsfast-settelsen 23 land og om lag 90 prosent av Europaskraftforbruk.

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

Intradagmarkedet foregår i perioden mellomday-aheadmarkedet og frem til en time før leve-ring. Intradagmarkedet gir aktørene mulighet til åhandle seg i balanse før driftstimen og bidrar tilmer effektiv ressursutnyttelse og redusert risiko imarkedet. Etablering av et felles europeisk intra-dagmarked har vist seg å være vanskeligere og talengre tid enn planlagt.

I EU er lovgivning og regler om markeds-design er en del av det indre markedet. Det er der-for opp til hvert enkelt land å vurdere behovet fortilgjengelig kraftproduksjon og kraftbalanse. Flereland har innført eller vurderer å innføre kapasi-tetsmekanismer for å styrke den nasjonale for-syningssikkerheten jf. boks 8.6.

Transparensforordningen

Kommisjonsforordning 543/2013/EU om rappor-tering og offentliggjøring av data i elektrisitets-markedene (transparensforordningen) ble ved-tatt 14. juni 2013. Formålet med transparensfor-ordningen er å fremme effektiv utnyttelse av deteuropeiske kraftsystemet gjennom å pålegge atviktige data for alle markedsaktører skal publise-

7 EØS-avtalen artikkel 100 gir Norge mulighet til å delta irelevante komitologikomiteer, som har en formell rolle iEUs beslutningsprosess. Norge har observatørstatus ogkan ikke delta i voteringer i komiteene. Norsk deltagelse ikomitologiarbeidet gir mulighet til å fremme norske syns-punkter i forhold til utvikling av EU-regelverk som enten ereller vil bli innlemmet i EØS-avtalen.


res. Forordningen vil tas inn i norsk rett ettergjennomføring av tredje energimarkedspakke.

Forordningen fastsetter felles minimumskravtil rapportering av informasjon om forbruk, pro-duksjon og overføring av elektrisitet. Forpliktel-sen til å rapportere gjelder markedsaktører, nett-selskaper, systemoperatører og kraftbørser. Data-ene skal innhentes av TSOene og rapporteresvidere til ENTSO-E.

De fleste av rapporteringsforpliktelsene harallerede vært gjeldende i Norge, blant annet i hen-hold til forskrift om Systemansvar (fos), rapporte-ring til SSB og privatrettslige handelsregler påNord Pool. Forordningen inneholder også enkeltenye rapporteringskrav.

Infrastrukturforordningen – retningslinjer for pan-europeisk energiinfrastruktur

Råds- og parlamentsforordning 347/2013/EU omretningslinjer for pan-europeisk energiinfrastruk-tur skal legge til rette for utbygging av infrastruk-turprosjekter av felles europeisk interesse innen-for elektrisitet, olje, gass og CO2, såkalte projectsof common interest (PCI). Forordningen erbegrunnet i at det er nødvendig å etablere ny, ogoppgradere eksisterende, europeisk energiinfra-struktur.

Det er identifisert ulike hindre for etableringav grenseoverskridende energiinfrastruktur.Nasjonale konsesjonsprosesser har ofte vært lang-

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

Nettkoder og bindende retningslinjer på kraftmarkedsområdet

Nettkoder om tilknytning til nettet

Requirements for Grid Connection of Generators ( RfG)

Demand Connection (DCC)

Requirements for Grid Connection of HVDC-systems and DC-

connected power park modules(HVDC)

Bindende retningslinjer om marked

Capacity Allocation and CongestionManagement (CACM)

Forward Capacity Allocation (FCA)

ElectricityBalancing (EB)

Bindende retningslinjer om systemdrift

System Operation (SO)

Emergency and Restoration (ER)


varige og omstendelige, og finansieringen av ener-giinfrastrukturprosjekter har vært krevende å fåpå plass. Videre har ikke medlemslandene hattøkonomiske insentiver til å bygge ut energiinfra-struktur med mindre infrastrukturen også er avnasjonal interesse. Forordningen tar sikte på åredusere disse hindrene.

Etter forordningen skal det annet hvert år ved-tas en liste over energiinfrastrukturprosjektersom det er av felles europeisk interesse å gjen-nomføre. Forordningen fastsetter regler for hvor-dan disse prosjektene blir valgt. Den første listenble vedtatt av Kommisjonen i 2013. Ny liste blevedtatt i 2015 og inneholder 195 prosjekter,hvorav 108 er relatert til elektrisitet. Prosjekteneinkluderer blant annet utenlandsforbindelser oginterne nettutbygginger med grenseoverskri-dende virkninger. Prosjekter av felles interesseskal gis prioritert status i medlemslandenes kon-sesjonsbehandling, og skal i henhold til forordnin-gen være samfunnsøkonomisk lønnsomme forEuropa.

Lønnsomheten skal vurderes basert på enomforent europeisk metodologi for beregning avkostnader og nytte. Forordningen åpner for atkost-nytteanalyser basert på denne metodologienkan legges til grunn for fordeling av investe-ringskostnader mellom land som har nyttegevin-

ster av et prosjekt av felles interesse. Dennemekanismen omtales som cross-border cost alloca-tion (CBCA). Ved uenighet mellom berørte regu-latorer, gir forordningen ACER plikt og myndig-het til å avgjøre hvordan investeringskostnadeneskal fordeles mellom partene.

To mellomlandsforbindelser fra Norge, én tilTyskland og én til Storbritannia, er på listen overprosjekter av felles interesse.

Forordningen er ikke innlemmet i EØS-avta-len, og Norge er derfor ikke folkerettslig bundetav forordningens bestemmelser.

REMIT-forordningen og REMIT implementerende rettsakter

Parlaments- og rådsforordning 1227/2011/EU omintegritet og gjennomsiktighet i energimarkedet(REMIT) har som formål å avdekke og forhindremarkedsmisbruk i engrosmarkedene for elektrisi-tet og gass.

REMIT inneholder bestemmelser som forbyrmarkedsmanipulasjon og utnyttelse av innsidein-formasjon og pålegger markedsaktørene å offent-liggjøre innsideinformasjon. Videre regulererREMIT markedsovervåking og tilsyn med energi-markedene, og ACER gis en sentral rolle som til-synsmyndighet. De nasjonale regulatorene gis en

Boks 6.4 Kapasitetsfastsettelse

Resultatene fra den daglige prisberegningen idayahead-markedet er sentrale for TSOens (Stat-nett) planlegging og opprettholdelse av momen-tan balanse i det påfølgende driftsdøgnet. Førbudgivningen i dayahead-markedet, offentliggjørTSOen hvor mye kapasitet som tilbys markedet iulike deler av nettet. I Norden gjøres dette forhvert snitt, i hver enkelt time i det påfølgendedriftsdøgnet. Et snitt kan bestå av én eller flereoverføringsforbindelser mellom budområder.

I dag bruker TSOene i Norden modelleneNet Transmission Capacity (NTC) eller Availa-ble Transmission Capacity (ATC) for kapasitets-beregning. Disse modellene er basert på infor-masjon om anlegg som er planlagt i drift detneste døgnet, samt skjønnsmessige anslag forpriser og kraftflyt. Nordiske TSOer utvekslerinformasjon og koordinerer uformelt i proses-sen.

I henhold kommisjonsforordning (EU)2015/1222 om en retningslinje om kapasitets-

fastsettelse og flaskehalshåndtering (CACM) av24. juli 2015, skal flytbasert kapasitetsbereg-ningsmetode innføres som metode i EU i tidenfremover.

TSOene i Norden kan i felleskap søke regu-latorene om å fortsette å benytte NTC dersomde kan vise at flytbasert metode ikke er mereffektiv forutsatt samme nivå på driftssikkerhe-ten. De nordiske TSOene arbeider med å utvikleen nordisk flytbasert metode for kapasitetsbe-regning for å kunne sammenligne modellene.

Flytbasert kapasitetsfastsettelse ble tatt ibruk i sentrale Vest-Europa i mai 2015. Model-len er utviklet spesielt for å ivareta behovet forkoordinert kapasitetsberegning i et masket nett.Med flytbasert kapasitetsfastsettelse girTSOene mer presis informasjon om nettforholdtil prisberegningsalgoritmen enn i NTC-model-len.


viktig rolle i markedsovervåkning og skal sam-arbeide med ACER. ACER sørger for koordine-ring på EU-nivå og med andre relevante myndig-hetsorganer. For at ACER skal kunne utføre sinetilsynsoppgaver, er markedsaktørene pålagt flererapporteringsforpliktelser.

6.4.6 CCS-direktivet og innsatsfordelings-direktivet

Geologisk lagring av karbondioksid (CCS-direktivet)

Europaparlamentets- og Rådets direktiv 2009/31/EF om geologisk lagring av CO2 (CO2-lagringsdi-rektivet) ble vedtatt 23. april 2009. Direktivet eta-blerer det juridiske rammeverket for en miljømes-sig sikker lagring av CO2. Det stilles krav om eta-blering av en konsesjonsordning for leting etter,utbygging og overvåkning av lagringssteder forCO2, tillatelse til lagring av CO2, renhetsgrad forCO2-strømmen, overvåking av lagret CO2, rappor-tering til myndighetene m.v. Direktivet bygger i

stor grad på regelverk som allerede er etablertunder internasjonale havmiljøkonvensjonerNorge er bundet av (OSPAR-konvensjonen forNord-øst Atlanteren og den globale London-proto-kollen). Direktivet ble gjennomført i norsk rett i2014.

EUs utslippsforpliktelse under Kyotoprotokollen – byrdefordeling mellom landene

Innsatsfordelingsbeslutningen (Parlaments- ogrådsbeslutning 406/2009/EF) omfatter ikke-kvo-tepliktig sektor utenom skog, og skal medvirke tilat EU samlet oppfyller sine klimapolitiske målinnen 2020. Beslutningen omhandler hvilkeutslippsreduksjoner medlemsstatene må foreta iikke-kvotepliktige samfunnssektorer i perioden2013–2020 for å bidra til å oppfylle EUs klimapoli-tiske målsettinger.

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

Del IIPerspektiver for energisystemet


Innledning

Norsk energiforsyning påvirkes direkte og indi-rekte av utviklingstrekkene i andre deler av ver-den. Utviklingen i globale markeder får betydninggjennom internasjonale energipriser, priser påråvarer, teknologiutvikling, handelsforhold oggjennom virkningene på økonomisk vekst. Euro-pas utvikling påvirker oss gjennom politikk ogmarkedene vi er tilknyttet. Integrasjonen med deøvrige nordiske landene gjennom et felles kraft-marked gjør at utviklingen i Norden har særligbetydning. I Norge vil utviklingen i befolkning ogøkonomisk vekst påvirke energibehovet mot2030.

Deler av energimarkedene gjennomgår nåstore endringer. Endringene vil påvirke det nor-ske energiog kraftmarkedet på ulike måter fremtil 2030, og ha betydning for lønnsomheten av nyproduksjon og kraftutveksling med utlandet. Til-gangen på nye teknologiske løsninger kan bidratil å effektivisere energiforsyningen over tid.Energiperspektivene på lengre sikt er beheftetmed stor usikkerhet. Frem mot 2050 vil det kunneskje en betydelig utvikling i teknologi og marke-der som vil kunne endre sammenhengene påenergiområdet sammenliknet med i dag.


7 Globale energimarkeder

Utviklingen i økonomien og energimarkedeneglobalt er viktig for perspektivene til det norskeenergimarkedet. Det skjer store endringer påenergiområdet. Investeringene i fornybar produk-sjon øker raskt, og mange land har satt ambisiøseklimamål for de neste tiårene. I 2014 sto fornybareenergiteknologier for 59 prosent av kapasitets-økningen globalt. Likevel dekkes fortsatt om lag80 prosent av verdens energibruk av fossile ener-gikilder, og verden trenger stadig mer energi.

For de fleste land er utfordringen i energipoli-tikken å underbygge en fortsatt positiv velstands-utvikling, samtidig som man sikrer at klimamå-lene nås. Viljen til å redusere klimagassutslippknyttet til energibruk ser ut til å være økende. Iklimaavtalen fra Paris har mange land blitt enigeom hvordan de skal jobbe sammen for å nå målet iFNs klimakonvensjon. Dette skjer parallelt meden betydelig utvikling på teknologiområdet. Kost-nadene for mange energiteknologier er kraftigredusert i løpet av relativt få år. Dette bidrar tilbedre muligheter enn tidligere for omstilling tilmer klimavennlig energibruk. Det forventes der-for fortsatt vekst i fornybar energi globalt.

Befolkningsøkning og økonomisk vekst bidrartil stadig økende energibruk. En stor andel av ver-dens befolkning har fremdeles ikke tilgang påmoderne energitjenester. 1,2 mrd. mennesker, omlag 17 prosent av verdens befolkning, er fremde-les uten tilgang til elektrisitet. Om lag 38 prosentav befolkningen har kun tilgang på tradisjonellbiomasse til matlaging, noe som forårsaker storehelse- og miljøproblemer.

7.1 Energibruk

Verdens energietterspørsel har økt med om lag 43prosent fra 1990 frem til i dag. Det har historiskvært en nær sammenheng mellom økonomiskvekst og økt energibruk. Energiintensiteten glo-balt har imidlertid falt jevnt siden 1990. Veksten ienergibruken har vært lavere enn den økono-miske veksten.

Økt økonomisk velferd for større deler av ver-dens befolkning påvirker den samlede energibru-ken. Det er landene utenfor OECD som gjennomde siste tiårene har hatt den største veksten i ener-gibruk. Særlig har veksten vært stor i Kina ogandre fremvoksende økonomier, jf. figur 7.1. IIndia økte energibruken per innbygger med 43prosent fra 2006 til 2014. Landets elektrisitetsfor-bruk økte i samme periode med hele 70 prosent.

I OECD-landene har lav befolkningsvekst ogenergieffektivisering bidratt til at energibrukenhar holdt seg om lag uendret. Det har også værten betydelig utflytting av energiintensiv industrifra OECD-området til resten av verden. Dette harbidratt til lavere vekst i energibruken innenforOECD. Sammensetningen av viktige produksjons-land for energi er også i endring, og dette er medpå å påvirke handelsmønsteret globalt. Nord-Ame-rika, som tradisjonelt var nettoimportør av petro-leumsprodukter, har nå blitt en stor olje- og gass-produsent. Samtidig skjer det geografisk skifte ienergibruken til Asia og andre fremvoksende øko-nomier.

Figur 7.1 Energibruk i Kina fordelt på energikilder.

Kilde: National Bureau of Statistics China

0

5000

10000

15000

20000

25000

30000

35000

2000

2001

2002

2003

2004

2005

2006

2007

2008

2009

2010

2011

2012

2013

2014

TWh

Kull Olje Gass Vann, kjernekraft og vind


7.2 Energimiksen

Sammensetningen av energimiksen globalt harikke endret seg dramatisk siden 1990, jf. de to søy-lene til høyre i figur 7.2. Kull har vært den raskestvoksende energikilden. Økt bruk av kull har dek-ket om lag halvparten av økningen i verdens ener-gibehov det siste tiåret. Særlig har fremvoksendeøkonomier i stor grad bygget ut kullkraftverk for ådekke det raskt økende energibehovet. Samtidighar veksten innen fornybar energi vært økende,selv om andelen fremdeles utgjør en liten del avtotalen.

I dag har investeringene i fornybar kraftpro-duksjon nådd samme nivå som investeringene ifossil, jf. figur 7.3. Tradisjonelt har vannkraft ogdirekte bruk av bioenergi til oppvarming vært denmest vanlige bruken av fornybar energi. Desenere årene er det særlig vindkraft og solenergisom har økt. Disse teknologiene har opplevd enstor kostnadsreduksjon. Markedet for fornybarenergi har blitt større, drevet frem av kraftig vir-kemiddelbruk, og teknologiene er i stadig utvik-ling.

Veksten i fornybar energi skjer både i OECD-land, i fremvoksende økonomier og i utviklings-land. De siste ti årene har de årlige investeringenei fornybar energi vært mer enn dobbelt så høye i

OECD-landene som i land utenfor.1 Denne tren-den har nå snudd. For eksempel har investerin-gene falt noe i Europa, mens det skjer store øknin-ger i investeringene i blant annet Asia. I 2014 varinvesteringene i fornybar energi i land utenforOECD1 for første gang på nivå med fornybarinves-teringene i resten av verdensøkonomien. I Kinable det installert mer ny vindkraft enn det ble iEuropa og USA til sammen. Også for solkraft dri-ves nå veksten i stor grad av land utenfor OECD-området, jf. boks 7.1.

Til tross for store investeringer i fornybar pro-duksjon de senere årene, er fortsatt kraftsektoreninternasjonalt dominert av produksjon basert påfossile brensler. Av verdens elektrisitetsproduk-sjon på 23 307 TWh2 utgjør fossil kraftproduksjon67,4 prosent. Fornybarproduksjonen utgjør tilsammen 21,4 prosent. Sammenliknet med 1995,har fornybarandelen i kraftreduksjon økt med 1,6prosent.

Vannkraften står for 3/4 av den fornybarekraftproduksjonen globalt. Sol og vindkraft utgjørtil sammen 16 prosent av fornybarproduksjonen,og 3,4 prosent av samlet kraftproduksjon.

Figur 7.2 Verdens totale primærenergitilførsel.

Kilde: IEA Key World Energy Statistics 2014

0

20 000

40 000

60 000

80 000

100 000

120 000

140 000

160 000

180 000

1990

19

91

1992

19

93

1994

19

95

1996

19

97

1998

19

99

2000

20

01

2002

20

03

2004

20

05

2006

20

07

2008

20

09

2010

20

11

2012

20

13

TWh

0 %

10 %

20 %

30 %

40 %

50 %

60 %

70 %

80 %

90 %

100 %

1990 2013

Kull og koks Petroleumsprodukter Gass Kjernekraft

Vannkraft Biobrensel og avfall

Vind, sol og annet

1 inkl. Mexico, Chile og Tyrkia2 Per 2013. IEA EU Energy in figures, Statistical pocket

book, 2015


7.3 Perspektiver for de globale energi-markedene

Perspektivene for utviklingen i internasjonaleenergimarkeder mot 2030 inneholder ulike ogstore usikkerhetsmomenter. Enkeltlands valg, tattpå grunnlag av lokale forhold, kan ha store effek-ter for det globale energisystemet. Den raske vek-sten i ukonvensjonell produksjon av olje og gass iNord-Amerika og den voksende bruken av forny-bar energi i mange deler av verden, er eksemplerpå dette.

Likevel vil mange av de trendene vi ser i dagetter all sannsynlighet prege utviklingen videremot 2030 og 2050.

Målet om å redusere globale klimagassutslippfår stadig bredere støtte. I klimaavtalen fra Pariser det enighet om hvordan landene skal jobbesammen for å nå målet i FNs klimakonvensjon.Det vil kreve at omstillingen til et mer bærekraftigenergisystem fortsetter. Flere land og regionerhar allerede satt seg ambisiøse mål for dette. EUhar vedtatt nye bindende mål for klimagassreduk-sjon på 40 prosent i 2030. Planen skal følges oppgjennom nye mål og reformering av kvote-systemet og nye mål for ikke kvotepliktig sektor.USAs president Obama lanserte en klimaplan iaugust 2015. Planen innebærer at utslippene frakraftsektoren skal være 32 prosent lavere i 2030enn de var i 2005, hovedsakelig ved å reduserebruk av kullkraft. Kina innfører et kvotemarkedfor CO2, og investerer stort i fornybare energi-kilder som sol- og vindkraft. India har som mål å

femdoble landets fornybare produksjonskapasitetinnen 2022. De siste årene har stadig flere lavinn-tektsland innført politiske målsetninger for brukav fornybar energi.

Utviklingen og sammensetning av den økono-miske veksten globalt har stor betydning for frem-tidig energietterspørsel, sammensetning av ener-gibærere og prisutvikling for energi i internasjo-nale markeder. De siste årene har det vært storeendringer i den økonomiske veksten i mangeland, som har hatt stor påvirkning på verdensøko-nomien og internasjonale energipriser, jf. boks7.2.

Selv om den årlige veksten vil variere, er detgrunn til å tro at fremvoksende økonomier fort-satt vil ha en gradvis økende velstandsutvikling.Endringene i velferdsnivå og næringsstruktur idisse landene kan endre sammenhengen mellomøkonomisk vekst og energibruk, og sammenset-ningen av energibærerne. Endringene vil kunnemedføre nedgang i bruken av fossile energikilder,og gi en lavere etterspørsel etter energi som følgeav effektivitetstiltak og en vridning mot mindreenergiintensive næringer. Dette er en utviklingsom historisk sett har funnet sted i OECD-lan-dene.

Selv om veksten i fornybar energi fortsetter, erdet stor usikkerhet om hvor stor andel dette vilutgjøre av et økende energiforbruk globalt. Ver-dens befolkning øker og det skjer en geografiskforskyving i energibruk og -produksjon. En even-tuell økonomisk vekst i lavinntektsland vil øke detglobale energibehovet betydelig, men etter all

Figur 7.3 Investeringer i fornybar kapasitet globalt sammenlignet med investeringer i fossil kapasitet.

Kilde: IEA ETP 2015

0

50 000

100 000

150 000

200 000

250 000

300 000

2001

2002

2003

2004

2005

2006

2007

2008

2009

2010

2011

2012

2013

2014

2014

Fo

ssile

br

ensl

er

Mill

iard

er U

SD

Vannkraft Bioenergi Vindkraft Havvind Solceller Termisk solkraft Annet Fossile brensler


sannsynlighet også investeringene innen energi.Tilgang på ny teknologi åpner opp mulighetersom tidligere ikke fantes. Hvorvidt den økte for-nybare energiproduksjonen vil komme i tillegg tileller erstatte fossil produksjon er usikkert. Mar-kedsutviklingen og hvilke virkemidler som tas ibruk i ulike land vil spille inn.

Enkeltlands valg tas på bakgrunn av både glo-bale utfordringer som klimaproblemet og av egneenergisikkerhets- og miljøhensyn. I hvor stor gradlandene klarer å samarbeide om å løse disse utfor-dringene vil blant annet avhenge av fundamentalegeopolitiske forhold som politisk stabilitet og kon-

flikter mellom land. Globalt eller multilateralt sam-arbeid vil generelt kunne gi mer effektive løsnin-ger, både med tanke på hvor raskt de nødvendigeendringene kan skje og på hvor mye det vil koste.Teknologioverføring vil for eksempel bidra til enraskere og mindre kostbar omstilling.

Et energisystem med lavere utslipp enn i dagkan ha flere ulike sammensetninger. Det kan foreksempel romme andre energibærere og lavut-slippsteknologier enn de som er utbredt i dag,som for eksempel hydrogen, batterier og CO2-håndtering. Med utgangspunkt i dagens globaleenergisammensetning og utsikter til etter-

Boks 7.1 Om utvikling i solenergi globalt

Solenergi har vært den raskest voksende energi-kilden globalt de siste årene. I de ti landene iverden med mest solceller ble det i 2014 instal-lert 33 gigawatt ny solcellekapasitet jf. figur 7.4.Dette tilsvarer den installerte kapasiteten tilhele det norske kraftsystemet1.

Kostnadene har falt kraftig de siste årene,både for solceller, solkraftanlegg og solvarme. Ifølge IEA har kostnadene for storskala produk-sjon falt med 2/3 mellom 2010 og 2015.

Solressursene i store deler av verden, særligi områdene rundt ekvator, er svært gode. Demest solrike stedene i verden har en solinnstrå-ling på 2500 kWh/m2. Solenergi kan tas i bruk

uavhengig av eksisterende nettinfrastruktur.Dette gjør teknologien særlig gunstig for utvi-klingsland og i distrikter uten tilgang på nett.

India har svært ambisiøse solenergiplaner,og har satt seg et mål om 100 GW installert sol-kapasitet i 2022. Dette er fem ganger høyere ennderes tidligere solenergimål, og vil kreve 12 GWny kapasitet årlig i gjennomsnitt i åtte år.

Marokko er et annet eksempel på land medsvært ambisiøse planer for solenergi. Målet er åha installert 2 GW solenergi innen 2020. De fer-digstilte 1. februar 2016 første fase av det somser ut til å bli verdens største solkraftanlegg på500 MW.

Figur 7.4 De ti landene med størst solkraftkapasitet (solar PV).

Kilde: REN 21

1 Solkraft har imidlertid lavere brukstid og produserer derfor mindre per GW installert kapasitet.

0

5

10

15

20

25

30

35

40

45

Tysk

land

Kin

a

Japa

n

Ital

ia

USA

Fran

krik

e

Span

ia

Stor

brita

nnia

Øst

erri

ke

Indi

a

GW

Eksisterende i 2013 Nytt i 2014

+1,9

+10,6

+9,7

+0,4 +6,2

+0,9 +0,0 +2,3 +0,9 +0,7


spørselsvekst forventes det at fossile energikilderspille en sentral rolle i de globale energimarke-dene i også i lang tid fremover, til tross for økendeinvestering i fornybar energi, jf. World EnergyOutlook 2015. Utviklingen vil avhenge av samspil-

let mellom markedsutvikling teknologiske end-ringer og politiske valg og prioriteringer, særligmed tanke på hensyn til miljø og klima, konkur-ranseevne og forsyningssikkerhet.

Boks 7.2 Trender i kull- og gassmarkedene

Prisen i kull- og gassmarkedene har falt betyde-lig de siste årene, noe som blant annet har storbetydning for kraftprisen i Europa og Norden.Prisutviklingen i brenselsmarkedene har værtpreget av store investeringer på produksjons-siden, en svak etterspørselsvekst og fallendeoljepriser.

I Europa ble kull omsatt for om lag 44 USD/tonn i mars 2016 mot 130 USD/tonn i januar2011. Dette tilsvarer et prisfall på over 65 pro-sent. Mesteparten av nedgangen har funnet desiste to årene. Utviklingen sammenfaller i storgrad med prisutviklingen på gass, jf. figur 4.6.Gassprisene i Europa har falt med over 60 pro-sent på to år og omsettes i dag for 4 USD/

MMBtu. Prisforventningene i markedene fremmot 2020 er i stor grad en videreføring avdagens situasjon med vedvarende lave priser.

Prisutviklingen frem mot 2030 vil avhenge avøkonomisk vekst, prisutviklingen på komple-mentære energikilder som olje, og eventuelleetterspørselseffekter som følge av økt fokus påreduksjon av klimagassutslipp, både lokalt, regi-onalt og globalt. Relativt til kull er det størreregionale prisforskjeller for gass, men på grunnav økt eksportkapasitet for LNG vil de ulike regi-onale markedene kunne bli mer integrerte fremmot 2030. Den europeiske gassprisen ligger idag mellom den asiatiske og den amerikanskeprisen for gass.

Figur 7.5 Utvikling i kull- og gasspriser per 01.03.2016.

Kilde: Thompson Reuters

0

20

40

60

80

100

120

140

0

2

4

6

8

10

12

14

16

2011 2012 2013 2014 2015 2016

USD

/ton

n

USD

/Mbt

u

Gass- Europa Kull - API2 (sekundærakse)


8 Perspektiver for det europeiske kraftmarkedet

8.1 Omstilling i Europa

Det europeiske kraftmarkedet er inne i en omfat-tende omstillingsprosess, hvor store endringerhar funnet sted de siste årene. Omstillingen harsin bakgrunn i politiske mål på energiog klima-området, den økonomiske utviklingen i Europa ogutviklingen i internasjonale energimarkeder.

En viktig del av endringene de senere årene erdrevet frem av de klima- og energipolitiskemålene. Kraftsystemet er inne i en overgangsfasemellom et system dominert av konvensjonelle ter-miske kraftverk og et langsiktig mål om betydeligreduksjon i klimagassutslipp fra kraftsektoren. I2014 sto fortsatt fossil kraftproduksjon for 42 pro-sent av kraftproduksjonen i EU. De to største kull-kraftverkene i Europa slipper ut 70 millioner tonnCO2, mer enn de samlede norske klimagassutslip-pene.

For 2030 har EU vedtatt et bindende mål omminst 40 prosent reduksjon i klimagassutslippenesammenliknet med 1990-nivå. For fornybar energier målet en andel på minst 27 prosent i 2030, ogdet er satt et indikativt mål om 27 prosent energi-effektivisering. Målene vil ha betydelig påvirkningpå utviklingen i energibruk og -produksjon. Flereland har samtidig egne mål om utfasing ellerreduksjon av andelen kull- og kjernekraft, foreksempel Tyskland, Belgia og Frankrike.

De energipolitiske målene har hatt særligbetydning for investeringene i kraftsektoren desenere årene. Investeringene i uregulerbare tek-nologier, som sol- og vindkraft, dominerer imange europeiske land og har alene bidratt til enproduksjonsøkning på over 220 TWh siden 20081.Satsingen på solkraft har også medført at lokalproduksjon har fått større plass i enkelte landskraftsystemer, og gitt en større involvering av for-brukerne i energimarkedet.

Virkningene i kraftmarkedet av en rask innfa-sing av fornybar energi er allerede synlige, tiltross for at fornybarandelen fortsatt er relativt lav.Store svingninger i produksjonen har gitt volatilepriser, utfordringer i nettet og krevende markeds-forhold. Dette har sammen med andre utviklings-trekk lagt stort press på lønnsomheten i euro-peiske energiselskaper de siste årene, og bransjener inne i en omstillingsprosess. Basert på dagensmarkedspriser er det ikke lønnsomt å investere iny kapasitet, uavhengig av teknologi. En ener-gipolitikk som legger til rette for økte kvotepriserer derfor viktig for at man skal nå klimamåleneuten utstrakt bruk av støtteordninger.

En sentral utfordring i omstillingen av deteuropeiske kraftmarkedet vil være å integreremer fornybar kraftproduksjon på en måte somverken svekker forsyningssikkerheten eller verdi-skapingen, og som ikke gir for store kostnader forforbrukerne. Dette vil stille store krav til bådemarkedsdesign, støttesystemer og integrasjon avde europeiske markedene, endringer som også vilpåvirke Norge og Norden.

8.2 Trender i dagens kraftmarked

8.2.1 Økt uregulerbar kraftproduksjon

Satsingen på vind og solkraft har vært betydelig imange land. Særlig har tilveksten vært stor desiste seks årene, hvor den fornybare kraftkapasi-teten har økt med nesten 150.000 MW eller 68prosent. De raskest voksende fornybarteknologi-ene har gjennomgående lav brukstid sammenlik-

Boks 8.1 Utviklingstrekk i det europeiske kraftmarkedet mot

2030

– Avkarbonisering– Økt uregulerbar kraftproduksjon og større

prisvolatilitet– Mer desentralisert produksjon– Utfordringer for forsyningssikkerhet og

markedsstruktur– Utviklingen av energiunionen og felles-

europeisk rammeverk for kraftsektoren

1 2014-tall.


net med annen type kraftproduksjon. Veksten iselve produksjonen gir derfor mer begrensedeutslag. Likevel viser perioden 2008–2014 at denfornybare kraftproduksjonen i EU økte med 335TWh. Dette tilsvarer om lag den samlede kraftpro-duksjonen i Norge, Sveriges og Danmark i 2014.Vannkraft er fortsatt den største fornybare tekno-logien for kraftproduksjon i EU, men kapasitets-økningen har vært liten de siste årene jf. figur 8.2.

Av de fornybare produksjonsteknologiene erdet vindkraft som har hatt størst vekst i produksjo-nen.2 I perioden 2008–2014 økte totalt installertvindkraftkapasitet med over 65 500 MW og pro-duksjonen med over 130 TWh. Utbyggingen av

solkraft skjøt først fart mot slutten av forrige tiår.Solkraftproduksjonen har økt med 90 TWh og deninstallerte kapasiteten med 79 000 MW de siste 6årene. Produksjonen av biokraft har også økt bety-delig. Samlet forybarproduksjon i EU utgjorde931 TWh i 2014.

Parallelt med at investeringene i sol- og vind-kraft har økt, har investeringskostnadene falt. Ifølge IEA har investeringskostnaden for vindkraft

Boks 8.2 Utvikling i den europeiske kraftforsyningen

Det europeiske kraftmarkedene har i stor gradvært basert på termisk produksjon som kull-,gassog kjernekraft. I 1990 sto disse teknologi-ene for om lag 78 prosent av kraftproduksjonen.Fornybar kraft utgjorde om lag 13 prosent. Peri-oden frem til finanskrisen i 2008 var pregetøkende kraftforbruk, stigende kraftpriser ogsterk vekst i produksjonen av gasskraft og vind-kraft.

Etter finanskrisen har det europeiske kraft-forbruket vært avtagende og markedsprisenefor kraft er redusert. Produksjonen av gasskraft

har sunket betydelig, og fornybar kraftproduk-sjon har økt. Kullkraftproduksjonen har holdtseg relativt stabilt frem til de siste årene.

Per 2014 har fornybarandelen i den euro-peiske kraftproduksjonen økt til 29 prosent. Fos-sil kraftproduksjon og kjernekraft utgjør i daghenholdsvis 42 og 28 prosent av produksjons-miksen, jf. figur 8.1. Det er stor spredning i deulike landenes produksjonsmiks. Fortsatt harenkelte land en fossilandel i kraftproduksjonenpå mer enn 90 prosent. Andre land har langthøyere fornybar andel enn gjennomsnittet.

Figur 8.1 a) Historisk utvikling i kraftproduksjon b) Fordeling mellom produksjonsteknologier i 2014, EU-28.

Kilde: Eurostat

0

200

400

600

800

1000

1200

1990

19

91

1992

19

93

1994

19

95

1996

19

97

1998

19

99

2000

20

01

2002

20

03

2004

20

05

2006

20

07

2008

20

09

2010

20

11

2012

20

13

2014

TWh

Kull Gass Kjernekraft

Petroleum Avfall Fornybar kraft

Kull 25 %

Gass 15 % Kjerne

kraft 28 %

Petroleum2 %

Avfall 1 %

Fornybar kraft 29 %

2014

2 Kapasitetsveksten innen solkraft har vært større de sistefem årene, men den gjennomsnittlige produksjonsmeng-den per enhet produksjonskapasitet er betydelig lavere forSolkraft.


blitt redusert med om lag 30 prosent siden 2010.Investeringskostnadene for solkraft har falt medom lag to tredjedeler3 i samme periode.

Til tross for kostnadsreduksjoner for solkraftog vindkraft har kapasitetsøkningen i hovedsakvært drevet frem av nasjonale fornybarmål og

støtteordninger av ulik innretning. Det er derforstore regionale og nasjonale forskjeller i utbyg-gingshastigheten i de europeiske landene, oginvesteringene er mest konsentrert i landene medde mest ambisiøse målene, jf. figur 8.3.

Tyskland skiller seg ut blant de europeiskelandene. Utbyggingen i Tyskland har hovedsake-lig vært konsentrert til sol- og vindkraft, hvor lan-det per 1. januar 2015 hadde henholdsvis 43 og30 prosent av Europas samlede produksjonskapa-sitet. Også Italia og Spania har hatt storstilt utbyg-ging av sol- og vindkraft. Begge landene fulgtelenge produksjonsutviklingen i Tyskland, meninvesteringene har nå bremset kraftig opp. Stor-britannia har hatt en betydelig satsing innen hav-vind, og har i dag mer installert kapasitet ennresten av verden til sammen.

Investeringene har blitt mer konsentrert tilenkelte land de siste årene. Tyskland, Storbritaniaog Frankrike sto for nesten 70 prosent av densamlede kapasitetsøkningen innen sol- og vind-kraft i 2014, jf. figur 8.4. Investeringsbildet mellomde ulike landene endrer seg imidlertid raskt. Stor-britania doblet sin produksjonskapasitet innen sol-kraft i 2014, og ble for første gang landet medstørst årlig økning i solkraftkapasitet.

Totalt sto vind- og solkraft for over 2/3 av til-skuddet til ny produksjonskapasitet i EU i 2014.Fortsatt settes nye i termiske kraftverk i drift,men det fases også ut produksjonskapasitet. Deter bare fornybare teknologier som samlet sett har

3 Globalt gjennomsnitt

Figur 8.2 Produksjonsutvikling for fornybare teknologier, EU-28.

Kilde: Eurostat

0

100

200

300

400

500

600

700

800

900

1 000 20

00

2001

2002

2003

2004

2005

2006

2007

2008

2009

2010

2011

2012

2013

2014

TWh

Andre Vann Bio Vind Sol

Figur 8.3 a) Kapasitetsutvikling sol- og vindkraft EU-28 b) Installert kapasitet per 31.12.2014 for de tre største landene.

Kilde: Eurostat

Vind

Rest EU

Storbritannia

Spania

Tyskland

Sol

Rest EU

Spania

Italia

Tyskland

0

20 000

40 000

60 000

80 000

100 000

120 000

2000

2001

2002

2003

2004

2005

2006

2007

2008

2009

2010

2011

2012

2013

2014

MW

Vind Sol


hatt en økning i produksjonskapasiteten de sisteto årene4.

8.2.2 Desentralisert produksjon og økt integrering

Den økte fornybare utbyggingen, både i mindreog større skala, har ført til en spredning av kraft-produksjonen. I den europeiske kraftforsyningenhar de konvensjonelle termiske kraftverkene tra-disjonelt blitt bygd i nærheten av forbrukssen-terne. Brensel til slike kraftverk kan fraktes medrør, båt eller tog dersom de ikke er tilgjengeligelokalt. Fornybar kraftproduksjon må imidlertidplasseres der ressurstilgangen er. Kraften fra defornybare energikildene må dermed i større gradtransporteres, både nasjonalt og mellom land,ettersom utbyggingen er ujevnt fordelt på konti-nentet. En større spredning av produksjonen kre-ver større utbygging av nett og medfører øktekostnader ved driften av kraftsystemet.

Sol- og vindkraft er kjennetegnet ved en rela-tivt lav brukstid. Det kreves derfor langt høyereproduksjonskapasitet for å produsere en gittmengde energi sammenliknet med termiske kraft-verk. I 2014 hadde vindkraft en installert kapasitetpå om lag 39 GW i Tyskland. Likevel produsertekjernekraften 70 prosent mer, med en installertkapasitet på om lag 13 GW. Utfordringen for kraft-systemet er at de uregulerbare teknologiene pro-duserer sjeldnere, men til gjengjeld har et vesent-

Boks 8.3 Tysklands Energiewende

Den tyske kraftforsyningen har tradisjoneltvært basert på kull – og kjernekraft. Vedtusenårsskiftet sto disse to teknologiene fornesten 90 prosent av den samlede kraftpro-duksjonen, og fornybar energikilder for kun 7prosent.

Den tyske kraftforsyningen er imidlertidinne i en storstilt omstilling, den såkalte«Energiewende». I 2010 innførte regjeringenMerkel ambisiøse målsetninger for kraftsekto-ren frem mot 2050. Det overordnede målet erå redusere klimagassutslippene med 80–95prosent relativt til 1990. Fornybarandelen ikraftsektorene skal allerede i 2025 være mel-lom 40–45 prosent, 55–60 prosent i 2035 og 80prosent i 2050.

Etter Fukushima-ulykken økte også mot-standen mot atomkraft. I august 2011 ble åtteatomkraftverk stengt og man ble enige om atde ni siste skal fases ut innen 2022. Den økteproduksjonen, fra hovedsakelig sol- og vind-kraft, har derfor i stor grad erstattet kjerne-kraft. Samtidig har nettoeksporten av kraft øktbetydelig. I dag står fornybar kraft for 30 pro-sent av kraftforsyningen. Kull står fortsatt forover 40 prosent, men det er nå planer om flyttedeler av produksjonskapasiteten over i enkapasitetsreserve.

Figur 8.4 a) Ny vindkraftkapasitet i Europa i 2014 fordelt på land b) Ny solkraftkapasitet i Europa i 2014 fordelt på land.

Kilde: Eurostat

Tyskland 41 %

Storbritannia16 %

Sverige 8 %

Frankrike 8 %

Romania 4 %

Østerrike 4 %

Polen 4 % Rest

15 %

Storbritannia35 %

Tyskland 27 %

Frankrike 14 %

Romania 7 %

Nederland 4 %

Italia 3 % Rest

10 %

4 Kilde Eurelectric, Power Statistics and Trends: the fivedimentions of the energy union


lig større produksjonspotensial per time. Samtidigkan produksjonen endre seg betydelig på kort tid,jf. figur 8.5. Dette øker behovet for fleksibilitet idet øvrige kraftsystemet.

Uten tilstrekkelig utbygd overføringskapasi-tet vil ikke den fornybare kraftutbyggingen kunneutnyttes effektivt. Vind- og solforholdene er korre-lerte over landegrensene, og dette forsterker kon-sekvensene av sterke svingninger i produksjoneninnen enkelte områder. For eksempel sammenfal-ler ofte høy vindkraftproduksjon i Danmark medhøy produksjon i Nord-Tyskland. I perioder er detikke tilstrekkelig kapasitet i nettet til å frakte kraf-ten videre til forbrukssentra sørover på kontinen-tet. Både Tyskland og Danmark har som følge avdette hatt økende forekomster av negative priser.En stor andel uregulert produksjon konsentrertinnenfor enkelte områder får konsekvenser for deomliggende markedene. Kostnadene ved å til-passe den øvrige produksjonen og kraftsystemettil variasjonene i vind og solkraft kan bli store, spe-sielt når kraftflyten endres betydelig uten at mar-kedet har planlagt for det.

8.2.3 Synkende, men mer volatile kraftpriser

Med dagens markedsdesign bestemmes priseneav de marginale kostnadene ved kraftproduksjon,jf. boks 3.5. Prisene på kull og gass, sammen medkvoteprisene, er derfor viktige for prisutviklingen.De siste årene har både kvote- og brenselspriservist en sterk nedgang jf. boks 8.7. Sammen medøkningen i den fornybare produksjonen, har dettebidratt til synkende kraftpriser de siste fem årene.Fornybare energikilder har svært lave marginaleproduksjonskostnader sammenlignet med de tra-disjonelle kraftverkene. En økende andel forny-barproduksjon innebærer at prisene i stadigstørre grad presses nedover på bekostning avdyrere produksjon. Figur 8.7 viser utviklingen i detyske spotprisene på kraft, som har falt med omlag 30 prosent siden 2011.

Økt uregulerbar fornybarproduksjon har ogsåpåvirket den tradisjonelle strukturen for kraftpri-sen over døgnet. Tidligere har prisene vært høy-est på dagtid. Forbrukstopper om morgenen ogettermiddagen gjør at dyrere produksjonsteknolo-gier må tas i bruk. Om natten har prisene vanlig-vis vært lave i det europeiske kraftsystemet.

Solkraft har en svært konsentrert produk-sjonsprofil, der produksjonen er høyest noen

Figur 8.5 Tysk vind-og solkraftproduksjon og kraftpris uke 36 i 2015.

Kilde: EEX og Entso-e

-30

-10

10

30

50

70

90

110

-10000

-5000

0

5000

10000

15000

20000

25000

30000

35000

40000

1 6 11

16

21

26

31

36

41

46

51

56

61

66

71

76

81

86

91

96

10

1 10

6 11

1 11

6 12

1 12

6 13

1 13

6 14

1 14

6 15

1 15

6 16

1 16

6

øre/

kWh

GW

Timer

Vindproduksjon Solproduksjon Kraftpris


timer midt på dagen. Dette bidrar til å dempe pri-sen i timene som tradisjonelt har hatt de høyestpriser, jf. figur 8.5. Samtidig avtar solkraftproduk-sjonen ofte før forbruket. Dette kan gi store pris-hopp, fordi det er nødvendig å regulere opp annenkraftproduksjon til høye kostnader. Produksjonenfra vindkraft varierer i større grad mellom uker ogdøgn. Dette bidrar til å øke prisvariasjonen også idisse tidsintervallene.

På sitt mest ekstreme har den uregulerbareproduksjonen ført til negative kraftpriser. Denegative prisene oppstår ofte i kortvarige perio-der, men kan noen ganger påvirke prisene i mar-kedet for en hel dag. 12. april 2015 var kraftpri-sene i det tyske markedet nede i -67 øre/kWh,med en gjennomsnittlig pris over døgnet på -7øre/kWh. Søndag den 6. september samme år vardet 13 timer med negative priser. Negative priserforekommer som regel i perioder hvor både vind-og solkraftproduksjonen er høy, og sammenfallermed lavt forbruk i helger eller på helligdager. Vedkortvarige perioder med stort overskudd på ure-gulerbart kraft kan det være for kostbart for kon-vensjonelle kraftverk å regulere produksjonen sinned5. Dette bidrar til situasjoner med overskudd i

markedene. Samtidig får fornybare teknologierproduksjonsstøtte i flere land, noe som kan gjøredet lønnsomt å produsere selv om kraftprisen erlav eller negativ.

Utviklingen i sluttbrukerprisen skiller segtydelig fra prisutviklingen i spotmarkedene. Figur8.8 viser utviklingen i sluttbrukerpriser for Tysk-land og EU mellom 2010 og 2014. I samme peri-ode som kraftprisene har falt, har sluttbrukerpri-sen økt med om lag 35 prosent i Tyskland og 16prosent i EU som helhet. Kostnader knyttet tilstøtteordningene til fornybar utbyggingen har istor grad bidratt til denne økningen.

8.2.4 Svekket lønnsomhet i termiske kraftverk

Som følge av den store utbyggingen av fornybarkraft, har de termiske kraftverkene stadig mindreproduksjonstid gjennom året. Selv om utfasingenav fossil kapasitet har vært en ønsket utvikling iomstillingen av kraftsystemet i Europa, har detvært en forventning om at gasskraften i størregrad skulle bli lønnsom på bekostning av kull-kraftverkene. I tillegg har utfasing av fossile kraft-verk i seg selv vært en utfordring for forsynings-sikkerheten i enkelte lands kraftsystemer. Somfølge av denne utviklingen har flere EU-land inn-

5 I kraftverk som produserer varme i tillegg til strøm er detofte varmebehovet, og ikke kraftprisen, som styrer produk-sjonsmengden.

Boks 8.4 Prisutvikling i kvotemarkedet

Prisen på kvoter har falt betydelig de sisteårene, etter å ha ligget relativt stabilt på et nivåmellom 10–15 euro mellom 2009 og 2011. Isenere tid har prisen variert mellom 5 og 10euro (om lag 50–100 kroner).

En av årsakene til de lave prisene er at denårlige tilførsel av kvoter har vært høyere ennutslippene. Økonomiske nedgangstider i kjøl-vannet av finanskrisen har bidratt til lavere akti-vitet og mindre etterspørsel etter kvoter enn for-ventet. Sammen med større fornybar produk-sjonskapasitet og nedgang i fossil kraftproduk-sjon har dette gitt et økende overskudd avutslippskvoter i markedet. I dagens markedantas det at det er et overskudd av kvoter påomkring 2 milliarder tonn, tilsvarende om lag ettårs utslipp i kvotesystemet.

Figur 8.6 ETS-kvotepris fra 2011–2016.

Kilde: Nord Pool

0

2

4

6

8

10

12

14

16

18

20

2011

2012

2013

2014

2015

2016

EUR

/ton

n


ført, eller vurderer å innføre, ordningen som for-hindrer ytterligere nedleggelser, jf. boks 8.6.

Gasskraftproduksjonen i EU har falt med omlag 40 prosent i perioden 2008–2014 og mangegasskraftverk har blitt satt i reserve eller tatt ut avdrift. Lønnsomheten er bedre for eksisterendekullkraftverk, som har lavere driftskostnader pågrunn av lave kvote- og kullpriser. De mest kost-nadseffektive kullkraftverkene får imidlertid sjel-dent dekket mer enn de løpende produksjonskost-nadene til dagens kraftpriser.

8.3 Perspektiver mot 2030

Det er stor usikkerhet knyttet til utviklingen i deteuropeiske kraftmarkedet frem mot 2030. Mye vilavhenge av den økonomiske utviklingen, detvidere arbeidet med energiunionen og utviklingenav et felles europeisk marked. Virkningen av deklima- og energipolitiske målene vil i stor gradavhenge av hvordan politikken gjennomføres oghvordan de ulike målene vektlegges i energi-politikken mot 2030.

8.3.1 Økende andel fornybar kraftpro-duksjon

Ifølge Europakommisjonen skal andelen fornybarkraftproduksjon øke til minst 45 prosent i 2030,som følge av de overordnede energipolitiske mål-

setningene. For at nær halvparten av produksjo-nen i gjennomsnitt skal kunne dekkes med forny-bare teknologier, kreves det betydelige investerin-ger i ny kapasitet. Med dagens forbruk tilsvarerambisjonen isolert sett en økning i fornybarpro-duksjonen på om lag 570 TWh frem til 2030.

Vind- og solkraft vil trolig fortsatt vil være demest dominerende fornybarteknologiene fremmot 2030. For å produsere ytterligere 570 TWh,kreves det en økning i installert kapasitet på nær-mere 400 GW6, dersom halvparten tas av solkraftog halvparten tas av vindkraft. Regneeksempeletillustrerer omfanget av den store omstillingenEuropa står overfor. Frem mot 2030 vil imidlertidteknologiutvikling, utfasing av fossile kraftverk,større vekst i bioenergi og redusert etterspørselkunne bidra til at behovet for investeringer blirlangt mindre.

På kort sikt gir dagens pristrender ikke grunn-lag for å utløse investeringer i fornybarproduksjoni det europeiske markedet. Kvotemarkedet skal,ifølge Kommisjonen, spille en viktigere rolle i åmuliggjøre en videre omlegging i energiog kraft-sektoren. Markedet skal strammes inn samtidigsom det innføres en stabilitetsreserve i 2019.Hvorvidt man lykkes med å løfte kvoteprisene, vilha stor betydning for den geografiske og teknolo-giske fordelingen av den fornybare utbyggingen.

Figur 8.7 Utviklingen i spotprisene i Tyskland per måned, øre/kWh.

Kilde: EEX

15

20

25

30

35

40

45

50

2011 2012 2013 2014 2015 2016

øre/

kWh

6 Med utgangspunkt i dagens brukstid for sol og vind i Tysk-land.

Figur 8.8 Utviklingen i sluttbrukerprisen, års-gjennomsnitt i øre/kWh, EU-28 og Tyskland.

Kilde: Eurostat

-60 %

-50 %

-40 %

-30 %

-20 %

-10 %

0 %

10 %

20 %

30 %

40 %

2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014

Tyskland EU (gjennomsnitt)

Spotpris Tyskland


Med et velfungerende kvotemarked vil det i størregrad være kostnadseffektiviteten og det fornybareressursgrunnlaget, og i mindre grad de nasjonaleambisjonsnivåene, som vil være avgjørende forrealiseringen av ny produksjonskapasitet. Etstrammere kvotemarked vil også kunne bidra tilat den termiske produksjonen i større grad vrisfra kull- til gasskraft i årene fremover. OECDpeker på kvotemarkedet som en viktig premiss forå realisere nok fornybar energi til å nå klimamå-lene.

Fallende investeringskostnader vil bidra tilbedre lønnsomhet for fornybar kraft. IEA anslår25 prosent kostnadsreduksjon for solkraft og 10prosent for vindkraft frem til 20207. Andre ana-lysemiljø er mer optimistiske.

Planer om utfasing av kull og- kjernekraft harogså stor betydning for utviklingen frem mot2030. Flere av Storbritannias kullkraftverk skalfases ut på grunn av alder og manglende evne til åmøte nye utslippskrav. Britiske myndigheterønsker å legge til rette for økt investering innengass- og kjernekraft, i tillegg til fornybar energi.Fremtiden til den tyske kullkraften er usikker, oglandet har vedtatt å fase ut all kjernekraftproduk-sjon innen 2022. Franske myndigheter har sommål å redusere kjernekraftens andel av produksjo-nen med 25 prosent innen 2025. Også i andre landdiskuteres fremtiden til kull- og kjernekraft. For åerstatte denne produksjonen med fornybar pro-duksjonskapasitet, er det behov for betydeligeinvesteringer i årene framover.

8.3.2 Kraftprisutvikling mot 2030

Selv med en økende andel fornybar kraftproduk-sjon, vil trolig de termiske kraftverkene fortsattvære viktige i prisdannelsen i det europeiskekraftmarkedet frem mot 2030. Utviklingen i prisenpå fossile brensler og utslippskvoter vil derforbety mye for prisutviklingen i Europa.

Brenselprisene bestemmes av utviklingen i detinternasjonale markedet, selv om det er regionalter store ulikheter, spesielt for gass, jf. boks 7.2.Kvoteprisen er den viktigste bidragsyteren tileventuelt økte kraftpriser. Forventningene til kvo-teprisutviklingen frem mot 2020 er imidlertid his-torisk lave. Utviklingen frem mot 2030 vil avhengeav den økonomiske utviklingen, og hvorvidt detenergipolitiske rammeverket bidrar til tilstrekke-lig knapphet på utslippskvoter. Blant annet kanutstrakt bruk av støtteordninger for fornybarenergi bidra til fortsatt lave kvotepriser.

En eventuelt nedskalering av kull- og kjerne-kraften i Europa vil isolert sett bidra til å løftekraftprisene fordi gasskraftverk i større grad kanbli prissettende i markedet. Det er imidlertid storusikkerhet knyttet til denne utviklingen.

Uavhengig av den øvrige utviklingen, vil merutbygging av fornybar kraft fortsette å presse pri-sene nedover på grunn av de lave marginale pro-duksjonskostnadene. I motsetning til kull og gass-kraftverk påvirkes ikke kostnadene ved fornybar-produksjon av kvoteprisen. Effekten av kvotepri-sen i kraftmarkedet vil dermed gradvis dempesettersom andelen fornybar kraftproduksjon øker. Ien analyse utført for Olje- og energidepartementetfinner Pöyry at prisvirkningene fra kvotemarkedetavtar med økende fornybarandel. Nivået på kvote-prisen, og dens virkning på kraftprisen er betyde-lig svakere i scenarioer der kvotemarkedet supple-res av egne mål for fornybar produksjon og ener-gieffektiviseringstiltak.

Dagens fremtidspriser for kraft indikerer atdet fortsatt forventes lave kraftpriser i årene somkommer, jf. figur 8.9. Terminkontraktene8 forkraft omsettes til historiske lave nivåer, og ligger iflere markeder enda lavere enn dagens markeds-priser. Usikkerhet knyttet til den generelle økono-miske utviklingen, samt valg av energipolitiskevirkemidler, gjør at prisutviklingen er usikker.Usikkerheten øker med tiden. Mange langsiktigemarkedsanalyser forventer at både kvote-, bren-sels- og kraftprisene kan ta seg noe opp frem 2030,men at prisene fortsatt vil holde seg på et relativlavt nivå.

Til tross for usikkerhet knyttet til kraftprisni-vået på langt sikt, vil trenden med økende prisvo-latilitet sannsynligvis øke. Med en fornybarandel ikraftproduksjonen økende til 45 prosent, vil pris-variasjonen mellom døgn og uker bli større ogmer uforutsigbare. Behovet for å regulere denøvrige produksjonen over døgnet vil øke. Pågrunn av kostnadene ved kortsiktig opp- og ned-regulering av dagens termiske kraftverkspark vil

7 Globalt gjennomsnitt 8 Prisen for kraft levert frem i tid.

Boks 8.5 Hovedprisdrivere det europeiske kraftmarkedet frem

mot 2030

– Brenselspriser (+)– Kvotepriser (+)– Fornybar produksjon (-)– Etterspørselsutvikling (+)


prisvariasjonene kunne bli betydelig større enn idag. Dette kan samtidig øke lønnsomheten til for-brukerfleksibilitet og energilagring.

8.3.3 Forsyningssikkerhet og markeds-utvikling

Elektrisitetens økende andel av energiforbruketgjør at forsyningssikkerheten i den europeiskekraftsektoren blir viktigere frem mot 2030. Samti-dig synker den konvensjonelle produksjonskapa-siteten fra fossile brensler og kjernekraft. Utfor-dringen ligger i at de teknologiene som domine-rer investeringsbildet i dag kan ikke tilpasses for-bruket, men varierer med været. Selv med enstørre geografisk spredning i utbyggingen, vilproduksjonen fra vind- og solkraft kunne bli lav istore områder samtidig9. Et sentralt spørsmål forden europeiske forsyningssikkerheten er derforhvordan man på sikt skal håndtere disse svingnin-gene.

Ny lagringsteknologi og økt forbruksfleksibili-tet kan over tid gi viktige bidrag til den kortsiktigefleksibiliteten i systemet og redusere det samledebehovet for produksjonskapasitet. Frem mot 2030vil imidlertid produksjonssvingningene fra denuregulerbare produksjonen periodevis kunne bliså store og langvarige at det er vanskelig se atannen produksjonskapasitet ikke må spille en sen-

tral rolle. Dagens batteriteknologi kan i begrensetgrad bidra med langsiktig lastflytting, og eventu-elle langvarige utkoblinger av større forbruk kom-mer i konflikt med andre grunnleggende mål ienergipolitikken.

Et viktig spørsmål fremover vil være om mar-kedet, slik det er utformet i dag, vil være i stand tilå fremskaffe en tilstrekkelig mengde regulerbarproduksjon. Prisforventningene er i de fleste mar-keder for lave til å dekke investeringskostnadene,uavhengig av teknologi. Eventuelt økte kvote- ogråvarepriser kan endre den relative lønnsomhetenmellom termiske teknologier, men vil også øke deøkonomiske insentivene for investeringer i uregu-lerbar produksjon.

Det er i dag regionale effektutfordringer, mensamlet sett overkapasitet i det europeiske kraft-systemet. En aldrende termisk kraftverkspark fårimidlertid stadig mindre kjøretid, og produksjons-kapasiteten er nedadgående. Når behovet for nyeregulerbare kraftverk eventuelt oppstår, må pri-sene i kraftmarkedet bli svært høye for at det skalvære lønnsomt å investere i ny kapasitet. Usikker-heten i slike investeringer vil være stor, både avmarkedsmessige og politiske grunner. I mangemarkeder eksisterer det allerede pristak og andreregulatoriske mekanismer som kan hindre atkraftprisen bli uakseptabelt høy.

Mange europeiske land arbeider med etable-ring av ulike former for kapasitetsmekanismersom en løsning på dette problemet. Det er usik-kert hvorvidt dette vil forfølges som virkemiddelpå EU-nivå, og hvorvidt slike ordninger vil giinsentiver til å investere i produksjon med merfleksibilitet, jf. boks 8.6. Kapasitetsmarkeder kanpåvirke kraftprisene på flere måter, avhengig avomfang og utforming. Generelt vil slike ordningerkunne redusere prisene i perioder med knapphetog på den måten å svekke lønnsomheten forannen type fleksibel produksjon eller forbruk.

8.3.4 Forbrukerfleksibilitet og energilagring

Det er stor oppmerksomhet i EU om forbruksflek-sibilitet og forbrukerollen i kraftmarkedet. Smartestrømmålere vil gi bedre informasjon om strøm-forbruk og -priser, og legge til rette for automatiskjustering av forbruk. Dette vil gi gjennomslag forde kortsiktige prissignalene til større deler avmarkedet og øke fleksibiliteten i kraftsystemet.Samtidig øker egenproduksjonen av kraft. I Tysk-land er det i dag over en million småbedrifter oghusholdninger som produserer sin egen strøm.Stadig flere leverer også kraft ut i nettet. Kost-nadsutviklingen på batterier gjør det nå også9 Analyse av Kjeller vindteknikk på oppdrag fra Statnett.

Figur 8.9 Utvikling i tyske terminpriser for kraft per 01.03.2016.

Kilde: EEX

10

15

20

25

30

35

40

45

50

55 20

10

2011

2012

2013

2014

2015

2016

øre/

kWh

2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022


mulig for forbrukere, helt ned på hushold-ningsnivå, å lagre strøm over kortere tidsrom. Pri-sen på batterier falt med om lag 50 prosent fra2013 til 2014. Det forventes ytterligere kostnads-reduksjoner i årene fremover. Også større aktørerhar begynt å investere i energilagring. Statkraftsatt nylig i drift et batterianlegg i Tyskland som vilbidra med å kortsiktig balansering i området.Fortsatt utgjør dette små enheter sammenliknetmed de store variasjonene i kraftsystemet. Det erogså andre teknologier under utvikling som harmuligheter for energilagring, som hydrogen.

Flere land ønsker å legge til rette for økt del-tagelse i kraftog balansemarkedet helt ned tilsmå forbrukere. Energilagring og forbrukerflek-sibilitet har potensiale for å redusere kostnadene iden fornybare omstillingen, både med tanke påkortsiktig forsyningssikkerhet og ved å reduseredet samlede effektbehovet. Det er foreløpig usik-kert hvor stort omfang investeringene vil få, og ihvor stor grad dette vil påvirke kraftsystemet somhelhet. Energilagring ved bruk av batterier er idag lite lønnsomt, men subsidieres i enkelte land.Den teknologiske utviklingen er, sammen medkraftprisen, viktig for den videre utviklingen.Energilagring er mer lønnsomt jo større variasjondet er i kraftprisen. Ved store variasjoner vil ogsåandre regulerbare eller fleksible ressurser finne

lønnsomhet ved å tilby produksjon eller lastflyt-ting. Samtidig vil økt lastflytting i seg selv vil ha enutjevnende virkning på kraftprisen, om omfangetøker. Sammensetningen av den europeiske ener-giproduksjonen, tilgangen på annen fleksibilitetog i hvilket tidsrom batterier kan bidra, er derforav stor betydning for den videre utviklingen.

8.3.5 Økt integrering og utviklingen av det indre markedet

Arbeidet med det indre energimarkedet står sen-tralt i den videre markedsutviklingen for det euro-peiske kraftsystemet og de energipolitiske målset-ningene frem mot 2030. Økt integrasjon mellomlandene kan skje fysisk gjennom overføringsfor-bindelser, gjennom markedsintegrasjon og gjen-nom større grad av harmonisering av energipoli-tikken mellom landene.

Økt overføringskapasitet mellom de forskjel-lige kraftmarkedene vil legge grunnlag for en merkostnadseffektiv drift og omstilling av kraftsys-temene i Europa. Det fornybare ressursgrunnla-get er ujevnt fordelt på kontinentet, og har for-skjellige egenskaper og produksjonsprofiler. Øktintegrasjon gjør det mulig å utnytte disse forskjel-lene og reduserer effektutfordringene ved regio-nal variasjon i den fornybare produksjonen. Et

Boks 8.6 Kapasitetsmekanismer

Kapasitetsmekanismer er en tilleggsbetalingutover markedspris for tilgjengelig energikapa-sitet, som kan leveres ved behov. Aktuelle tilby-dere av slik kapasitet kan være produsenter avstabil, konvensjonell kraftproduksjon, oftebasert på ikke-fornybare energikilder, ellervannkraft med reguleringsevne. Kapasitetsme-kanismer kan også utformes slik at forbrukerekan delta ved å tilby redusert kraftforbruk.

Flere land har innført, eller vurderer å inn-føre kapasitetsmekanismer. Storbritannia ogFrankrike har allerede etablert egne markederfor kapasitet. Også Tyskland har vurdert kapasi-tetsmekanismer, men vil i stedet etablere strate-giske reserver. En rekke land har strategiskereserver i sitt kraftsystem. Disse skal kun væretilgjengelige i situasjoner med svak forsynings-sikkerhet og holdes utenfor kraftmarkedet. Deter sterke begrensninger på når strategiskereserver kan tas i bruk, og det dreier seg ommindre volum.

Dersom hvert land vurderer sin forsynings-sikkerhet isolert, uten å ta hensyn til grenseo-verskridende kapasitet og omliggende landskraftbalanse, kan dette medføre betydelig sam-let overkapasitet. På den måten kan kapasitets-mekanismer bidra til for lave priser til å forsvarenyinvesteringer med bedre fleksibilitet. Dettekan igjen forsterke behovet for å opprettholdedyre kapasitetsmekanismer. Kapasitetsmekanis-mer kan også redusere insentivene til å inves-tere i utenlandskabler dersom disse ikke fårdelta i ordningene.

Kommisjonen har utgitt retningslinjer omkapasitetsmekanismer som legger vekt på atdisse ikke skal diskriminere mellom teknologiereller mellom nye og eksisterende kapasitetstil-bydere, at det kun skal betales for tilgjengelig-het og at ordningene skal være åpne for aktørerpå tvers av landegrenser.


godt integrert marked krever mindre kapasitetenn separate, nasjonale løsninger.

Ifølge Entso-e10, er det behov for en kraftigøkning av overføringskapasiteten mellom land forå tilfredsstille forsyningssikkerhet og kostnadsef-fektivitet i den europeiske markedsutviklingenfrem mot 2030. EU har et uttalt ambisjon om15 prosent overføringskapasitet målt i forhold tilinstallert produksjonskapasitet for samme peri-ode. Flere mellomlandsforbindelser driftsettesallerede innen få år, og i den europeiske nett-utviklingsplanen foreligger det konkrete planersom vil gi en betydelig økning videre mot 2030.For at mellomlandsforbindelsene skal utnyttes

effektivt, må det innenlandske nettet i medlems-landene ha tilstrekkelig kapasitet.

Et velfungerende indre marked er også avhen-gig av at de energipolitiske rammeverket harmo-niseres på tvers av landegrensene. Markedene er idag i stor grad tilpasset ulike nasjonale regulerin-ger og støtteordninger. Dette svekker prissigna-lene for investeringer, produksjon og forbruk. Etfullt integrert europeisk kraftmarked fordrer stortillit til at den europeiske markedsstrukturen vil gitilstrekkelig forsyningssikkerhet og verdiskap-ning på tvers av kontinentet. Arbeidet med nymarkedsdesign og tredje energimarkedspakkehar derfor stor betydning for utviklingen fremmot 2030.

10 Samarbeidsorganet til de europeiske systemoperatørene.

Boks 8.7 Nytt markedsdesign – utvikling i EU

På kort og mellomlang sikt vet vi en del ommålene og retningen for EUs politikk- og regel-verksutforming på kraftmarkedsområdet. Disseer fastsatt i EUs Target Model for det indre mar-kedet og konkretisert gjennom utforming avbindende retningslinjer og nettkoder som utfyl-ler tredje energimarkedspakke, jf. kap.6.4.5.

På lang sikt må markedsdesignet utviklesdynamisk og tilpasses gjeldende utfordringer i deteuropeiske energisystemet, som vil avhenge avutviklingen i en rekke forhold som er diskutert tid-ligere i kapittelet. I EU-kommisjonens strategi foretableringen av Energiunionen er den videre utvik-lingen av kraftmarkedet viet mye plass. Kommisjo-nen mener det er nødvendig med et nytt markeds-design for å møte forventede utfordringer frem-over og for å nå ambisjonen om en robust energi-union, med sikker og rimelig tilgang til energi foralle og en fremtidsrettet klimapolitikk.

Som en oppfølging av strategien for Energi-unionen har Kommisjonen presentert fleredokumenter med forslag til ny politikk på kraft-markedsområdet, herunder en melding om nyttenergimarkedsdesign og en melding om slutt-brukermarkedet. Disse dokumentene, sammenmed strategien for Energiunionen, gir en tydeligretning for den videre utviklingen av det indreelektrisitetsmarkedet på lengre sikt.

Bakgrunnen for meldingen om nytt energi-markedsdesign er de store endringene somforegår i Europas elektrisitetssystem. Kommi-sjonen peker på en rekke områder som måhåndteres slik at det europeiske energimarke-det er mer tilpasset denne nye virkeligheten og

bedre integrerer alle markedsaktører. Marked-saktørene omfatter også fleksibelt forbruk, for-nybar produksjon og andre tjenestetilbydere.

Kommisjonen legger vekt på betydningen avat elektrisitet har ulik verdi på ulike tidspunkt ogat prisene må få variere for å gi relevante pro-duksjons- og investeringssignaler. For at aktø-rene skal få mulighet til å sikre seg mot varier-ende day-aheadpriser ønsker Kommisjonen ålegge til rette for velfungerende markeder forlangsiktige kontrakter, som et supplement til defelleseuropeiske day-ahead- og intradagmarke-dene og regionale balansemarkedene.

Videre understreker Kommisjonen at mar-kedsdesignet må tilpasses slik at investeringsbe-slutninger i fornybar kraftproduksjon tar hensyntil alle forhold som påvirker produksjonskostna-dene. Det fordrer at fornybar kraftproduksjonintegreres i et marked med effektiv prisområde-inndeling som gir riktige signaler om hvor ognår elektrisitet bør produseres. Markedsløsnin-gene må være fleksible slik at flere aktører kantilby sin fleksibilitet, inkludert forbrukere ogfornybar kraftproduksjon. Kommisjonen ønskeren mer regional tilnærming til utformingen avstøttesystemer for fornybar kraftproduksjon,istedenfor dagens nasjonale tilnærming.

Kommisjonen legger til grunn at et velfunge-rende indre energimarked med effektiv prisdan-nelse og riktige investeringssignaler vil redu-sere behovet for kapasitetsmekanismer1. Like-vel innser Kommisjonen at enkelte land nå inn-fører kapasitetsbetaling for å sikre tilstrekkeligproduksjonskapasitet i kraftsystemet.


Boks 8.7 forts.

Kommisjonen vil at vurderinger av behov forog innføring av kapasitetsmekanismer koordine-res på et regionalt nivå, og at det utvikles enstandardisert modell for å analysere hva som ertilstrekkelig produksjonskapasitet. Det leggesvekt på at analysene må ta hensyn til fleksibiliteti etterspørsel og produksjon, utvekslingskapasi-tet og produksjonsressurser i naboland, og rele-vant europeisk politikk, som forventet utvikling iCO2-markeder og energieffektivisering. Kommi-sjonen foreslår å lage en referansemodell for éneller noen få mekanismer til regionalt bruk, somfremmer grensekryssende deltakelse og mini-merer vridninger i markedet.

Meldingen om sluttbrukermarkedet følger oppvisjonen om en energiunion med innbyggerne isentrum. Kommisjonens ønsker tettere koblingmellom sluttbruker- og engrosmarkedene og brukav ny teknologi som muliggjør nye og innovativeenergitjenester som kan bidra til at sluttbrukerekan styre og redusere energiforbruk og kostnader.Det legges også vekt på at tariffene designes slik atde ikke motvirker forbrukerfleksibilitet. Kommi-sjonen vil avskaffe regulatoriske barrierer somhindrer forbrukere, eller aggregatorer fra å tilbyfleksibilitet, og særlig regulerte priser.

Strategien for sluttbrukermarkedet har trehovedpilarer. Første pilar er styrking av slutt-brukerne gjennom bedre informasjon, et bre-dere handlingsrom og god forbrukerbeskyt-telse. Viktige områder er blant annet hushold-ningenes mulighet til å bytte strømleverandør, fågod forbrukerinformasjon og insentiver til ener-gisparing. Andre pilar er å fremme smarte løs-ninger som gjør det enklere for sluttbrukerne ådelta i markedet og redusere kostnader. Kommi-sjonen vil jobbe for standardisering og utrullingav smarte strømmålere og støtte videre utvik-ling av smarte nettløsninger og tjenester slik atfleksibelt forbruk belønnes. Tredje pilar erfokus på databehandling og sikkerhet, som blirviktigere for eksempel ved utrulling av avan-serte målere.

Kommisjonen vektlegger betydningen av atlandene samarbeider og koordinerer seg medsine naboer i utformingen av energipolitikken. Istrategien for Energiunionen legges det opp tilat tekniske oppgaver, som etablering av nyemarkedsløsninger for balansehåndtering ogsamordning av systemdriften, utvikles og gjen-nomføres på regionalt nivå. Kommisjonen vars-

ler at de vil utarbeide en retningslinje for regio-nalt samarbeid og engasjere seg aktivt i eksis-terende regionale initiativ. Dette er for å sikre atdisse utvikles på en enhetlig måte og på siktfører mot et fullt integrert indre energimarked.Det understrekes at regionalt samarbeid ikkemå begrenses til EU-stater, men også bør invol-vere tredjeland.

Kommisjonen ønsker også etablering av regi-onale driftssentraler, og peker på de eksisterenderegionale samarbeidene for sikker drift som etviktig første steg i retning av mer regional koordi-nering og integrasjon av systemdriften.

Kommisjonen varsler en gjennomgang avinntektsrammeverket for TSOene for å sikre atdet gis riktige investeringssignaler. Kommisjo-nen vil også gjennomgå distribusjonssystemope-ratørenes (DSOenes) rolle, deres ansvar oginsentiver til å ta i bruk lokal fleksibilitet og nyteknologi, eierskap og håndtering av forbruker-data, samt utformingen av tariffer i distribu-sjonsnettene. Kommisjonen peker også påbehov for tettere samarbeid mellom TSOer ogDSOer om planlegging og drift av kraftsystemet.

Kommisjonen vil at ACER og ENTSO-E fårutvidede fullmakter og i større grad får rollensom europeisk regulator og systemoperatør ennde har i dag. ACER vil sammen med andre euro-peiske myndigheter, som det europeiske finans-tilsynet, få et større ansvar for overvåkingen avenergimarkedet og norske aktører vil ha rappor-teringsplikt til disse.

I forbindelse med gjennomgangen av ACERog ENTSO-Es roller vil Kommisjonen også vur-dere prosessen for utvikling av nettkoder og ret-ningslinjer, hvor disse organisasjonene i dag haren sentral rolle. En styrking av det regulatoriskerammeverket kan også innebære å integrereaktører som i dag ikke er regulert, slik somkraftbørser.

Generelt legges det opp til økt markedsover-våking og rapportering på europeisk nivå. I stra-tegien for energiunionen legges det vekt på enstreng håndhevelse av konkurranselovgivningenfor å hindre misbruk av markedsmakt og konkur-ransevridning i det indre markedet. Kommisjo-nen ønsker også å sikre økt transparens i energi-prisene, ved å innføre krav om regelmessig ogdetaljert overvåking og rapportering.

1 Se faktaboks 8.6 for informasjon om kapasitetsmekanis-mer.


9 Perspektiver for energibruken i Norge

9.1 Innledning

Nesten all aktivitet i samfunnet medfører bruk avenergi, og en rekke faktorer påvirker utviklingen idet norske energibehovet frem mot 2030. Størrel-sen på, og sammensetningen av, økonomisk vekst,befolkningsvekst, bosettingsmønster og teknolo-gisk fremgang påvirker på ulike måter utviklingeni energibruken over tid. Utviklingen i energipri-ser, politikk og rammebetingelser på energiområ-det spiller også inn. Utviklingen i internasjonalemarkeder frem mot 2030 vil ha stor betydning forsektorer hvor energibruken er høy. Også andretrender, som endringer i forbrukernes preferan-ser og adferd, kan påvirke energibruken over tid.Slike endringer er vanskeligere å vurdere effek-tene av på lang sikt.

Elektrisitet blir en stadig viktigere del av ener-gibruken, både i Norge og andre land. Teknologi-utviklingen gjør det mulig å bruke elektrisitet pånye områder. IKT benyttes i stadig flere prosesseri økonomien og i husholdningene. Bruken ogavhengigheten av elektrisitet til slike formål for-ventes å øke frem mot 2030. Dette har betydningfor den samlede energibruken og for kraftsys-temet.

9.2 Perspektivene for norsk økonomi og drivere for energibruken mot 2030

De langsiktige utsiktene for norsk økonomiavhenger av flere faktorer, blant annet utviklingenhos handelspartnere og tilgangen på ressurser

som arbeidskraft, kapital og råvarer, og hvordandisse innsatsfaktorene utnyttes (produktivitet).

Fremskrivninger av norsk økonomi medutgangspunkt i Perspektivmeldingen (Meld. St. 12(2012–2013)) legger blant annet til grunn– fortsatt høy befolkningsvekst– jevn, men avtakende økonomisk vekst frem

mot 2030– fortsatt vridning mot tjenesteytende næringer

med lavere energiintensitet i produksjonenenn andre sektorer

– teknologisk fremgang på 1,6 prosent per år

Flere forhold trekker i retning av at den underlig-gende veksten i norsk økonomi vil være litt laverefremover enn i de siste par tiårene, jf. Meld. St. 1(2015–2016), Nasjonalbudsjettet 2016. Selv omutvinning av olje og gass fortsatt vil gi store inn-tekter for Norge i mange år fremover, vil nærin-gens bidrag til veksten i resten av økonomien tro-lig avta. Samtidig har veksten i produktiviteten ifastlandsøkonomien vært lav de siste årene.

Utsiktene til utviklingen i norsk økonomi vil påkort sikt påvirke energibruken. De langsiktige ogstrukturelle perspektivene fra perspektivmeldin-gen legger imidlertid fortsatt grunnlaget for vur-deringene av norsk økonomi på lang sikt.

Befolkningsutvikling

Befolkningsvekst er en av de viktigste drivernefor utviklingen i økonomisk vekst og energibrukmot 2030. Befolkningsutviklingen har betydningfor størrelsen på arbeidsstyrken. Utviklingen ienergibruken vil på sikt være avhengig av hvormye av verdiskapningen som skjer ved hjelp avarbeidskraft, og hvor mye som skjer ved hjelp avmer energikrevende utstyr. Videre har befolk-ningsutviklingen betydning for etterspørsel ettervarer og tjenester, som også påvirker bruken avenergi. I tillegg vil befolkningens sammensetningog bosettingsmønster påvirke den økonomiskeutviklingen og energibruken.

I SSBs siste befolkningsfremskrivning for peri-oden 2014–2100 legges det til grunn i et middelal-ternativ at befolkningen i Norge vil øke fra dagens

Boks 9.1 Hovedtrekk ved utviklingen i energibruken til 2030

– Svakere vekst i samlet energibruk– Fortsatt mer effektiv bruk av energi– Økende bruk av elektrisitet– Høyere effektforbruk


5,1 millioner til 5,9 millioner personer i 2030.Dette tilsvarer en vekst på 16 prosent frem mot2030.

En direkte effekt av økt befolkning er at stadigflere personer må ha et sted å bo, slik at samletboligareal stiger og samlet energibruk øker. Énmillion flere mennesker medfører isolert sett enøkning i energibruken på 10 TWh bare i hushold-ningssektoren. En annen direkte virkning avbefolkningsvekst er økt etterspørsel etter varer ogtjenester. Flere innbyggere vil også normalt føretil at yrkesbyggarealet øker, fordi det blir flereyrkesaktive. Det øker dermed behovet for butik-ker, varehus, kafeer, produksjonslokaler og andrebygninger innen industri og tjenesteytende nærin-ger.

Urbaniseringstrenden forventes å fortsettefremover. I følge SSB vil folketallet i sentrale1

strøk øke med 1,5 millioner, fra 4,2 millioner til 5,7millioner i 2040. I mindre sentrale strøk vil øknin-gen være på 80 000. Urbanisering medfører etlavere energibehov som følge av høyere befolk-ningstetthet. Kompakte byer der reiseveier er kor-tere og der kollektivtransport, gåing og sykling erreelle alternativer, reduserer behovet for energi tiltransportformål. Lavere boareal per boenhet, somfølge av flere leiligheter istedenfor hus, redusererogså energibruken i bygg. Kompakte byer medfø-

rer gjerne også en mindre energiintensiv nærings-struktur med flere tjenesteytende næringer.

Økonomisk vekst

Økonomisk vekst gir økt etterspørsel etter varerog tjenester. Dette øker behovet for energi, bådetil produksjon av varer og tjenester, og til trans-port av personer og varer. Selv om sammenhen-gen mellom økonomisk vekst, befolkningsutvik-ling og etterspørsel etter energi har blitt svakerede siste årene, vil aktivitetsnivået i norsk økonomifortsatt ha stor betydning for energibruken overtid. Det er forventet en jevn, men avtagende øko-nomisk vekst mot 2030.

Endret næringsstruktur

Utviklingen i næringsstrukturen i norsk økonomihar betydning for veksten i energibruken. Indu-strisektoren er generelt sett mer energiintensivenn tjenesteytende sektorer, som er mer arbeids-intensive. Utviklingen i sammensetningen mellomdisse sektorene, og innad i sektoren, vil kunne hastor betydning for det fremtidige energibehovet iNorge. En vridning fra arbeidsintensive varer ogtjenester til mer energiintensive produkter vilmedføre økt energibruk. Motsatt vil en vridningmot arbeidsintensive varer og tjenester redusereveksten i energibruken. I tråd med de strukturelleendringene de siste tiårene ventes det fortsattsterk vekst i tjenesteytende næringer mot 2030.

1 SSB opererer med en inndeling av kommuner etter sentra-litet. I denne sammenhengen er sentrale strøk definert somSentralitet 2 og 3.

Figur 9.1 Fremskrivninger av befolkningsutviklingen. Middelalternativ, lavalternativ og høyalternativ.

Kilde: SSB

0

2

4

6

8

10

12

14

16

1950

1960

1970

1980

1990

2000

2010

2014

2015

2020

2030

2040

2050

2060

2070

2080

2090

2100

Mill

ione

r

Middelalternativ Lavalternativ Høyalternativ


Teknologisk endring

Teknologisk fremgang er den viktigste drivkraf-ten bak produktivitetsvekst. Veksten i produktivi-teten er en sentral driver for den økonomiske vek-sten. Virkningen av teknologisk fremgang påenergibruken er sammensatt. Ny teknologi kanbidra til å dempe veksten i energibruken gjennomeffektivisering, eller økt energibruk gjennomintroduksjon av nye maskiner og apparater sombruker energi. For økonomien som helhet utgjørimidlertid teknologisk fremgang en vekstimpuls.Teknologisk fremgang vrir også produksjonenmot kapitalintensive næringer på bekostning avarbeidsintensive næringer. Dette bidrar også tiløkt energibruk. Virkningen av den teknologiskefremgangen er dermed at energibehovet øker,selv om energien brukes mer effektivt.

Endrede energipriser

Endringer i energipriser påvirker både sammen-setningen og mengden av energibruken. Enøkning i prisen på én energibærer kan bidra til åvri etterspørselen mot andre energibærere.Denne fleksibiliteten i bruken av energibærere erimidlertid avhengig av tilgjengelig teknologi oghvilke relative energipriser beslutningstakerenstår overfor. Muligheten til å gå over til andreenergibærere er på kort sikt begrenset av at detfor mange er nødvendig å gjøre tilleggsinvesterin-ger. Dette innebærer at relativt sterke pri-sendringer over lengre tid må til for å gjøre detlønnsomt å skifte energibærere. Økte energikost-nader trekker isolert sett i retning av lavere etter-spørsel og produksjon av varer og tjenester. Deenergiintensive delene av næringslivet blir mindrelønnsomme og arbeidsintensive næringer, somtjenesteyting, vil relativt sett øke i lønnsomhet.Økte energipriser kan derfor på sikt gi en mindreenergiintensiv næringsstruktur og redusere dettotale energibehovet.

Et siste element er at effektiviteten og virk-ningsgraden av de ulike energibærerne vilpåvirke den totale energietterspørselen. En over-gang til elektrisitet fra olje til oppvarming vil foreksempel redusere den totale energibruken.

Samspillet mellom energibruken og viktige drivere frem mot 2030

SSB har analysert utviklingen i energibruken iNorge mot 2030 og 2050 med utgangspunkt i refe-ransebanen i Perspektivmeldingen.2 Fremskriv-ningene gir anslag for energibruk og energiinten-

sitet ved en videreføring av dagens virkemidler,og fanger ikke opp effekter av eventuell ny poli-tikk og nye virkemidler. Beregningene tar hensyntil produkter og innsatsfaktorer i hele økonomienog sørger på den måten for at energibruk blir satti sammenheng med helheten i norsk økonomi.

Makroøkonomiske beregninger fanger ikkeopp alle trender som påvirker energibruken overtid. Analysene gir likevel en indikasjon på hvordande overordnede utviklingstrekkene for norsk øko-nomi vil bidra til å påvirke energibruken over tid.

Frem mot 2030 forventes det særlig vekst ienergibruken innenfor transport, tjenesteytendesektor og i husholdninger. Dette henger tettsammen med den forventede veksten både ibefolkningsstørrelsen og i økonomien generelt.Endringene er størst frem mot 2020. Den årligeveksten forventes å gradvis avta, slik utviklingenogså har vært de siste 25 årene.

Ifølge SSBs beregninger forventes det enlavere nedgang i energiintensiteten enn det vi harsett de siste tiårene. Gjennomsnittlig nedgang ienergiintensiteten var på 1,8 prosent i perioden1980–2012 (stasjonær energibruk/BNP). Forperioden 2013–2030 beregner SSB i sine analyseren gjennomsnittlig reduksjon i energiintensitetenpå 1,5 prosent per år. Endringene i energi-intensiteten avhenger i stor grad av hvilke sekto-rer som inkluderes og av hvilken tidsperiode dettas utgangspunkt i.

Energiintensiteten synker dersom energibru-ken øker mindre enn økningen i BNP. Strengereenergikrav til nye bygg og stadig mer energieffek-tive apparater kan bidra til å dempe veksten i ener-gibehovet. En videreføring av dagens insentiver tilå velge utslippseffektive biler, i tillegg til fortsattteknologiforbedringer, kan bidra til effektiviseringav energibruken i transportsektoren. Struktu-relle endringer der tjenesteytende sektor voksersterkere enn de energiintensive industrinærin-gene vil fortsette å bidra til å redusere energi-intensiteten. Derimot vil den avtagende økono-miske veksten trekke i retning av at nedgangen ienergiintensiteten blir lavere frem mot 2030.

9.3 Økende elektrisitets- og effekt-forbruk

Elektrisitet står for den største andelen av energi-bruken på fastlandet. Vekst i norsk økonomi viløke bruken av elektrisitet, og en større befolkningøker etterspørselen etter boliger og bruk av elek-

2 Meld. St. 12 (2012–2013)


trisitet til oppvarming. Teknologisk utviklingbidrar samtidig til en økende, men stadig mereffektiv, beholdning av elektriske maskiner ogapparater. De nye apparatene bidrar til økt bruk avelektrisitet over korte tidsrom.

Teknologiutviklingen gjør det mulig å brukeelektrisitet på nye områder. IKT-verktøy benyttes istadig flere prosesser i økonomien og i hushold-ningene. Bruken og avhengigheten av elektrisitettil slike formål forventes å øke frem mot 2030.

Omlegging fra fossil energibruk til bruk avfornybare energikilder fører i økende grad tilelektrifisering av enkelte sektorer. Dette erutviklingstrekk som vil påvirke veksten i elektrisi-tetsforbruket i årene fremover. Vekst og utvidel-ser i eksisterende kraftintensive næringer og eta-blering av nye næringer med høyt forbruk av elek-trisitet kan bidra til økt vekst i det norske elforbru-ket frem mot 2030. I transportsektoren kan elek-trisitet komme til å dekke en økende andel avenergibruken.

En konsekvens av bruk av elektrisitet til stadigflere formål er at det kortsiktige uttaket av elektri-sitet fra nettet, eller maksimalt effektuttak, vil øke.Større behov for lading på visse tider av døgnet,effektkrevende elektrisk utsyr og annen bruk avelektrisitet kan medføre at effektuttaket over døg-net og timer vil kunne variere mer.

Selv om det forventes et økt forbruk av elektri-sitet, er utfallsrommet stort frem mot 2030. Medutgangspunkt i dagens rammebetingelser ogutsikter til økonomisk utvikling har NVE beregneten vekst i bruttoforbruket av elektrisitet på om lag0,5 prosent per år frem mot 2030. Dette innebæreren økning fra dagens nivå på 130 TWh til i over-kant av 143 TWh i 2030, med de gitte forutsetnin-gene. NVE peker på at flere utviklingstrekk kanbidra til å både øke og redusere dette anslaget, foreksempel når det gjelder utviklingen i norsk øko-nomi, konkurransesituasjonen for norsk industriinternasjonalt og omfanget av overgangen til elek-trisitet i transportsektoren.

Veksten og sammensetningen av elektrisitets-forbruket påvirker også perspektivene for utvik-lingen i effektforbruket. Det høyeste effektuttaketsom er registrert så langt i Norge ble målt ommorgenen 21. januar 2016 og var på 24 485 MW.Frem mot 2030 anslår NVE at maksuttaket foreffekt kan øke til mellom 28 000–35 000 MW,avhengig av den generelle utviklingen i elektrisi-tetsforbruket og den fremtidige utbredelsen aveffektkrevende apparater, jf. figur 9.2. Anslageneillustrerer at utviklingen i effektforbruket frem-over er usikker, men at det uansett forventes entiltakende vekst frem mot 2030.

Transport

I dag består energibruken i transportsektorennesten utelukkende av fossile drivstoff. Mulig-hetsrommet for økt bruk av elektrisitet er dermedstort. Samtidig har fossile brensler en stor fordelved at den enkelt kan transporteres og fylles. Denvidere utviklingen for elkjøretøy, herunder hydro-genkjøretøy, avhenger i stor grad av utviklingeninternasjonalt, selv om tilgjengelig infrastrukturogså spiller en stor rolle for utbredelsen i Norge.

Elbiler er en vel utprøvd teknologi innen vei-transport. Lettere varebiler peker seg ut somneste aktuelle segment. Innen banetransport erde fleste strekningene allerede elektrifisert. Sjø-farten har kommet mye kortere, men innen kyst-transport peker særlig ferger og landstrøm istørre havner seg ut som mest aktuelle for elektri-fisering. Hybride løsninger i flere andre segmen-ter er i sterk utvikling, selv om dette i mindre gradvil påvirke etterspørselen etter elektrisitet fra net-tet. Lufttransport anses per i dag som lite egnetfor en omfattende elektrifisering.

Elektrisitetsforbruket i transportsektoren erfortsatt lavt, og utgjør 1,2 prosent av energibru-ken i transportsektoren. Andelen elektrisitet tiltransport forventes å øke i årene fremover mot2030.

NVE har utarbeidet anslag for å illustrerehvordan en hel eller delvis elektrifisering av trans-portforbruket kan påvirke elektrisitetsforbruketog effektuttaket. NVEs beregninger indikerer aten full elektrifisering av dagens veitransport vilkunne utgjøre et økt elektrisitetsforbruk på nær-mere 12 TWh.

En full elektrifisering av hele dagens trans-portsektor, utenom luftfart, vil med tilsvarendeberegninger kunne utgjøre et samlet elektrisitets-forbruk på om lag 17,5 TWh. Dette tallet ervesentlig lavere enn dagens energibruk i sekto-ren, på om lag 51,6 TWh, eksklusive luftfart. Detskyldes en bedre virkningsgrad og medfølgendeenergieffektivisering ved overgang fra fossileenergibærere til elektrisitet. Det er vanlig å anslåat elektriske motorer er tre til fire ganger så effek-tive som forbrenningsmotorer.

Elektrisitetsbehovet for transportsektorenmot 2030 avhenger av flere usikre faktorer. Batte-rikostnadene for elbiler har falt betydelig desenere årene, og salget er kraftig økende. Det harogså vært en betydelig økning i salget av ladbarehybridbiler.

I perspektivene for elektrisitetsforbruket til2030 er det lagt til grunn en fortsatt økning i elek-trisitetsforbruket til transport. Et middelalternativ


med 700 000 elbiler i 2030 vil, ifølge NVE, tilsvareet elforbruk på om lag 1,7 TWh. Dette bygger påforutsetninger om en gradvis nedtrapping av elbil-fordelene mot 2020, samtidig som kjørelengden tilelbiler per år øker til et tilsvarende nivå som andrebiler.

I øvrige deler av transportsektoren kjøres detallerede enkelte elektriske busser og ferger i rute-trafikk, og det foreligger planer om opptrapping.Elektriske lastebiler og mindre varebiler er i dagfå, men kan utgjøre et voksende segment frem-over. NVE har i sitt middelalternativ for 2030 lagtinn en forsiktig antagelse om 0,3 TWh til slike for-mål. I tillegg kommer banetransporten, som i dagutgjør den største delen av elforbruket i sektoren.NVE forventer at dette øker noe, til 0,8 TWh i2030. Til sammen ville det ha gitt er samlet elektri-sitetsforbruk i transportsektoren på om lag2,8 TWh i 2030.

NVEs ulike beregninger illustrerer at selv envesentlig overgang til elektrisk drift i transport-sektoren trolig vil ha begrensede utslag på elektri-sitetsetterspørselen. Den forventede økningen iantall elektriske kjøretøy og fartøy kan imidlertidha stor innvirkning på effektetterspørselen. Nåren ferge ligger til kai i 10 minutter og skal lades tilen hel overfart, når en buss står ved endestasjo-

nen og skal få nok strøm til å kjøre en hel rute,eller når en elbilist er tom for strøm på vei fra Oslotil Trondheim, må ladingen gå raskt for at elektri-sitet skal være et reelt drivstoffalternativ. Det ereffekten som bestemmer hvor fort et batteri lades,og frem mot 2030 er det forventet at etterspørse-len etter lading på høy effekt vil øke.

Når ferge, buss eller bil står parkert over nat-ten er behovet for rask lading mindre, og det kanlades med lavere effekt. Omfanget av lading vedhøy effekt kan også reduseres ved at busser ladesved hvert stopp eller på andre måter underveis påruten, for eksempel ved trådløs lading eller batter-ibuffere mellom nettet og laderen. Dette er eta-blert i tilknytning til batterifergen Ampere. Batte-riene lades da på lav effekt mens fergen er ute påfjorden, men overfører den lagrede elektrisitetenraskt når fergen legger til kai.

NVE vurderer at det først og fremst er distri-busjonsnettet som kan komme til å oppleve utfor-dringer som følge av økt elektrisitetsbruk i trans-portsektoren, jf. kap. 10.5.3.

Kraftintensiv industri

Den kraftintensive industrien er en av de storeenkeltforbrukerne av elektrisitet. Industriens

Boks 9.2 Hydrogen og elektrisitet til transport

Hydrogen kan fremstilles på ulike måter, foreksempel ved dampreformering av naturgasseller ved elektrolyse av vann. Det produseresbetydelige mengder hydrogen i Norge ved hjelpav dampreformering, og dette benyttes sområstoff i petrokjemisk og kjemisk industri.

Ved vannelektrolyse anvendes elektrisitet forå spalte vannmolekyler i hydrogen og oksygen.Hydrogenet må så kjøles ned og komprimeresfør det kan fylles på drivstofftanken i et kjøretøy.I kjøretøyet brukes hydrogenet til å produsereelektrisitet i en brenselcelle med vann og varmesom biprodukter. Elektrisiteten lader batterierog driver en elmotor.

Hverken elektrolyseprosessen, brenselcel-len eller elmotoren klarer å nyttiggjøre all dentilførte energien. Virkningsgraden angir hvormye energi som tilføres i forhold til energiensom nyttiggjøres. Det er vanlig å anta en vir-kningsgrad på om lag 60 prosent for produksjonav hydrogen da det også må kjøles ned og kom-primeres. Større produksjonsanlegg vil ha høy-

ere virkningsgrad enn mindre anlegg. Antarman en virkningsgrad i kjøretøyet på om lag 65prosent vil prosessen fra elektrisitet til hydrogentil bevegelse ha en samlet virkningsgrad på mel-lom 30 og 35 prosent.

Gitt en virkningsgrad på 90 prosent i hen-holdsvis batterilading og batteriuttak, blir vir-kningsgraden fra elektrisitet til bevegelse for enelbil om lag 81 prosent.

En hydrogenelektrisk personbil brukertypisk om lag 1 kg hydrogen per 100 kilometer.Gitt virkningsgraden i omdanningsprosessenefra elektrisitet til bevegelse på mellom 30 og 35prosent krever en hydrogenbil om lag 0,6 kWhelektrisitet per km. Tilsvarende for en elbil erom lag 0,2 kWh/km. En fullelektrifisering avdagens personbilpark ville under disse antagel-sene kreve om lag 7 TWh elektrisitet årlig, mensen tilsvarende overgang til hydrogenbiler medhydrogenproduksjon basert på vannelektrolyseville kreve om lag 20 TWh elektrisitet.


etterspørsel etter elektrisitet og effekt frem mot2030 vil avhenge av aktiviteten i sektoren, somigjen påvirkes av råvarepriser, elektrisitets- ogCO2-priser, kronekurs, økonomisk utvikling hosvåre handelspartnere og politiske rammevilkår.Usikkerheten om utviklingen i elektrisitetsforbru-ket er dermed stor på lang sikt.

I perspektivene til 2030 forventes det at elek-trisitetsforbruket i kraftintensiv industri vil kunneøke som følge av utvidelser og økt aktivitetsnivå,samtidig som forbruket reduseres i enkelte delerav industrien. I vurderingene er det også lagt tilgrunn at energieffektiviserende tiltak kan bidra tilredusert energibruk per produsert enhet. Forbru-ket i industrien utenfor den kraftintensive delenforutsettes å holde seg på et jevnt nivå mot 2030.Samlet sett anslår NVE at norsk elektrisitetfor-bruk i industrien øker til i overkant av 47 TWh i2030, en vekst på om lag 3 TWh fra 2014. Dette til-svarer en økning i industriens effektforbruk påom lag 500 MW til 5500 MW totalt.

Andre store kraftforbrukere

Andre deler av industri og næringsliv som kanoppleve store forbruksøkninger frem mot 2030 erfor eksempel store datasentre og oljeinstallasjoner

med kraft fra land. Avhengig av utviklingen i fak-torer som påvirker lønnsomheten, estimeres detav IKT Norge at datasentre med et effektbehov på200–1000 MW kan etablere seg i Norge i løpet avde neste årene. Dette tilsvarer et elektrisitetsfor-bruk på mellom 1,5 og 8,6 TWh i året.

Petroleumssektoren er den sektoren som harhatt høyest vekst i etterspørselen etter elektrisiteti Norge siden årtusenskiftet. Det forventes fort-satt økende elektrisitetsforbruk i denne indus-trien som følge av vedtatte planer for kraft fra landtil flere nye installasjoner på sokkelen. Samtidigforventes det en økning i elektrisitetsforbruketved eksisterende installasjoner offshore og vedlandanlegg. Basert på eksisterende planer forven-tes elektrisitetsbruken i petroleumssektoren åøke fra dagens nivå på 6,5 TWh til ca. 9,3 TWh i2020. Toppen i elektrisitetsforbruket er forventetnådd i 2022/2023 med et forbruk på rundt10 TWh. Dette tilsvarer en økning i effektetter-spørselen fra petroleumssektoren på om lag600 MW til rundt 1500 MW totalt.

Bygg

Elektrisitet utgjør en stor del av energibruken ibygg, særlig på grunn av utstrakt bruk av elektri-

Figur 9.2 Registrert maksimalt effektuttak 2001–2015. Figuren illustrerer at fremtidig effektuttak er usikkert.

Kilde: NVE.

Maksimal effektuttak per år (MW)

30 000

28 000

26 000

24 000

22 000

20 000

18 000

05.0

2.20

01

04.0

1.20

02

06.0

1.20

03

21.0

1.20

04

02.0

3.20

05

06.0

3.20

06

14.1

2.20

07

14.0

2.20

08

18.1

2.20

09

06.0

1.20

10

21.0

2.20

11

05.1

2.20

12

23.0

1.20

13

13.0

1.20

14

21.0

1.20

15

2016

2017

2018

2019

2020

2022

2024

2026

2028

2030

2032

2034


sitet til oppvarming. Kombinert med en forventetbefolkningsøkning i Norge vil dette gi behov forflere boliger og yrkesbygg mot 2030. Samlet elek-trisitetsbruk i bygninger er forventet å vokse fra61,8 TWh i 2012 til om lag 65 TWh i 2030.

Bedre teknisk standard på nye boliger ogyrkesbygg vil begrense veksten i energibruk somfølger av økt arealbruk. Det er spesielt behovet forromoppvarming som blir lavere i nye bygg. Utfa-sing av oljekjeler i bygg kan bidra til en økt andelelektriske oppvarmingsløsninger i årene frem-over.

Økt relativ andel av elektrisitet i husholdnin-genes forbruk og stadig flere elektriske apparatervil kunne føre til at effektuttaket øker mer enn

energibruken i bygg. Energikrav til nye bygg vilbidra til å dempe veksten i effektuttak. Nye byggkan antas å ha et effektuttak som er omtrent30 prosent lavere enn gjennomsnittet av eksis-terende bygningsmasse. Valg av oppvarmingsløs-ninger vil ha betydning.

Installasjon av AMS (avanserte måle- og sty-ringssystemer) i alle landets husstander i 2019 vilgi forbrukerne mer informasjon om elektrisitets-forbruket sitt. Dette kan gjøre at norske hushold-ninger finner det lønnsomt å endre elektrisitets-forbruket sitt slik at økningen i effektbehovetogså kan reduseres.


10 Perspektiver for kraftmarkedet i Norge og Norden

10.1 Innledning

I årene fremover går det nordiske kraftsystemetinn i en periode med store endringer. Det nor-diske kraftmarkedet deler flere av utviklings-trekkene med det øvrige europeiske kraftsys-temet. Andre utviklingstrekk er knyttet til denmer særegne nordiske energisituasjonen.

Økt integrasjon med det europeiske kraftsys-temet, en økende andel uregulerbar fornybar pro-duksjon og et marked i overskudd preger perspek-tivene for kraftmarkedet i Norden frem mot 2030.

Det norske kraftmarked er en integrert del avdet nordiske kraftmarkedet. Utviklingen i vårenaboland har derfor stor betydning for det norskekraftsystemet.

10.2 Kraftoverskudd og utviklingen i nordisk kraftproduksjon

Produksjonsutviklingen i de nordiske landene vilvære preget av tre forhold mot 2030: En økendeandel fornybar kraftproduksjon, redusert fossilkraftproduksjon og utskiftninger i kjernekraftver-kene. I Norge går vi inn i en periode hvor behovetfor å reinvestere i vannkraftverkene er økende.

Krafttilgangen i Norden frem mot 2030 vilutvikle seg i et samspill med prisutviklingen, poli-tiske målsetninger og rammebetingelser. Flereforhold har bidratt til en sterk nedgang i inntjenin-gen på ulike typer kraftproduksjon i Norden desiste årene. Dette gir seg utslag i planer om ned-leggelser og utsettelser av planlagte prosjekter ogreinvesteringer. Flere fossilbaserte kraftverk vilgå ut av produksjon, og det er usikkerhet knyttettil den videre utviklingen i kjernekraftkapasiteten,jf. boks 10.3. Utfasingen av en betydelig andel avgrunnlasten får betydning både for prisutviklin-gen og forsyningssikkerheten i det nordiske kraft-systemet fremover.

10.2.1 Kraftbalansen

De nordiske landene har ulikt utgangspunkt nårdet gjelder kraftsituasjon, jf tabell 10.1. Kraftbalan-sen i de nordiske landene varierer fra år til år medvind- og tilsigsforhold, temperaturer og prisutvik-ling. Den underliggende situasjonen i Norden idag er likevel at Finland normalt har et under-skudd på kraftbalansen, mens Norge og Sverigeproduserer mer enn det forbrukes innenlands.Danmark har hatt et underskudd de siste femårene, men den årlige balansen varierer med vind-kraftproduksjonen.

Boks 10.1 Sentrale utviklingstekk i det nordiske kraftsystemet til

2030

– Større integrasjon med Europa– Økt utveksling av kraft og endret kraftflyt– Usikkerhet rundt kjernekraften, men fort-

satt nordisk kraftoverskudd– Større andel uregulerbar produksjon– Mindre prisvariasjon over sesong, og mer

variasjon over døgnet– Nye utfordringer for forsyningssikkerheten

Kilde: NVE, foreløpige tall

Tabell 10.1 Kraftbalansen i de nordiske landene per 2015. TWh/år.

Danmark Finland Norge Sverige Norden

Produksjon 27 65 143 158 394

Forbruk 33 81 129 135 378

Kraftbalanse -6 -16 15 23 16


Det nordiske kraftforbruket har de siste femårene vært forholdsvis stabilt, rundt 380 TWhårlig. Det er utsikter til moderat etterspørsels-vekst for kraft i de nordiske landene etter 2020.Dette har blitt forsterket gjennom de siste årssvake etterspørselsutvikling, og kan tilskrives enkombinasjon av konjunkturer, strukturendringer iindustrien og mål og tiltak for lavere energibruk.Flere av landene har på grunnlag av dette justertned sine forventninger til langsiktig forbruks-vekst.

Produksjonen i Norden har økt de siste årene,og var i 2015 over 390 TWh. Det norsk-svenskeelsertifikatsystemet og EU-landenes 2020-mål vilbidra til å øke den fornybare produksjonskapasite-ten i det nordiske kraftsystemet i de kommendeårene. Samtidig planlegges annen ny kapasitet,som kjernekraftverket Olkiluoto 3 i Finland, mensdeler av den svenske kjernekraften skal fases ut.Med gjeldende planer for utbygging og perspekti-ver for etterspørselen, forventes et betydelig over-skudd på kraft i Norden ved inngangen til 2020-tal-let. Overskuddssituasjonen forventes å vedvaremot 2030. Ulike analyser viser et kraftoverskuddopp mot 30 TWh for et normalår i 2030, i stor gradavhengig av forutsetninger om blant annet pris-,forbruks- og kapasitetsutviklingen i fremover.

10.2.2 Økende andel fornybar kraftproduksjon

De nordiske landene har i dag energisystemermed en høyere andel fornybar energi enn defleste landene i Europa. Fornybarandelen er sær-lig høy i elektrisitetssektoren, som følge av en storandel vannkraft, og en økende andel bioenergi ogvindkraft. Også kjernekraften bidrar til at CO2-utslippene fra elproduksjon er lavere enn gjen-nomsnittet i Europa. Alle de nordiske landene harlangsiktige ambisjoner for fortsatt økning i forny-barandelen jf. boks 10.2. En stor del av økningenforventes å skje gjennom fortsatt utbygging avuregulerbar fornybar elektrisitetsproduksjon.

Konsekvensene for de enkelte landene i Nor-den av gjennomføringen av EUs 2030- mål er usik-ker. Oppfølgingen av 2030-målene og nasjonalemålsettinger legger viktige føringer for rammebe-tingelser, tidsperspektiv og volum på fornybarut-byggingen de neste 15 årene.

De mest aktuelle teknologiene for videreutbygging av kraftproduksjon i Norden frem til2030 er vindkraft, solkraft og bioenergi. Potensia-let for ny vannkraft er begrenset i de øvrige nor-diske landene.

Boks 10.2 Aktuelle mål i de nordiske landene

Danmark har som mål for 2020 at 35 prosentav energibruken skal komme fra fornybarenergi. I følge den danske handlingsplanenunder fornybardirektivet, skal dette skje veden betydelig utbygging av vind, havvind,omlegging fra kull til biomasse i elproduksjonog fjernvarme, i tillegg til tiltak på forbrukssi-den.

Det langsiktige målet er at hele energifor-syningen skal være fornybar i innen 2050. I2012 ble det inngått en blokkoverskridendeavtale om dansk energipolitikk, som skal pekefrem mot regjeringens langsiktige mål for2050. Avtalen gjelder tiltak frem til 2020. Par-tene har forpliktet seg til å oppta drøftelseneinnen utgangen av 2018 for å drøfte konkretesupplerende initiativer for perioden etter 2020.

Danmarks kraftforsyning har gjennomgåttstor omstilling i elproduksjonen de siste 15årene. Fornybarandelen i strømproduksjonenhar økt fra 16 til 43 prosent siden år 2000.Innen 2020 skal andelen økes til 50 prosent. I2030 er målet at kull skal være utfaset fra dan-ske kraftverk. I 2035 er målet at 100 prosent avel- og varmeforsyningen skal være dekket avfornybar energi.

Sverige har som mål at andelen fornybarenergi av totalt energiforbruk skal være minst50 prosent innen 2020. Mer vindkraft, solkraftog energieffektivisering skal bidra til at Sve-rige frem mot 2050 skal bli et klimanøytraltlavutslippssamfunn. Den svenske regjeringenhar nedsatt en Energikommisjon som skal gianbefalinger om den langsiktige utvikling avSveriges energiforsyning, herunder spørsmå-let om kjernekraften. Kommisjonen skallevere sin anbefaling i 2017.

Finland har et mål om 38 prosent fornybarenergi i 2020. Landet har et langsiktig mål omå være et karbonnøytralt samfunn i 2050, somblant annet innebærer en stor satsing på bioe-nergi, energieffektivisering og teknologiutvik-ling, særlig i energi-, industri-, og transport-sektoren.


10.2.3 Fortsatt nedgang i fossil kraftpro-duksjon og svekket regulerbarhet

Andelen fossile energikilder i den nordiske ener-gimiksen er redusert betydelig de siste 10 årene.Størstedelen av kondenskapasiteten (stenkull sombrensel) har forsvunnet, eller er i ferd med å for-svinne i Finland. I Danmark har andelen kullkraftblitt gradvis redusert gjennom substitusjon til bioog gass, og nedleggelser etter utløp av kraftverke-nes levetid. I 2015 utgjorde fossilbasert kraftpro-duksjon i de nordiske landene kun 7 prosent avsamlet produksjon.

Den nordiske fossile kraftproduksjonen for-ventes å gå ytterligere ned frem mot 2030 somfølge av både markedsutvikling, reguleringer ogovergang til fornybar energi i årene fremover.Den fossile kapasiteten i Norden har sammenmed vannkraften utgjort en vesentlig del av denregulerbare produksjonen i de nordiske landene.Potensialet for vannkraftutbygging i Sverige ogFinland med magasineringsmulighet antas å værebegrenset. Selv om enkelte kraftverk kan erstattesmed bruk av bioenergi, tilsier utviklingen at regu-lerbarheten i det nordiske kraftsystemet vil blisvekket frem mot 2030. Samtidig er det stor usik-kerhet knyttet til videre kjernekraftproduksjon.

10.2.4 Endringer i kjernekraften – avvikling i Sverige og ny kapasitet i Finland

Norden har i dag en installert kapasitet i kjerne-kraft på nærmere 14 000 MW plassert i Finland ogSverige, jf. tabell 10.2. De siste fire årene har kraft-verkene bidratt med en produksjon på 82,5 TWh,

eller omlag 20 prosent av den nordiske kraftpro-duksjonen. Kjernekraften spiller en viktig rollesom grunnlast i det nordiske kraftsystemet. Pro-duksjonen er stort sett stabil, og er sentralt plas-sert i områder med høyt forbruk. Kjernekraftenivaretar spenningsstabiliteten og bidrar til fre-kvensstabilitet.

Nye sikkerhetskrav, lave elpriser og effekt-skatt har bidratt til svak lønnsomhet for flere kjer-nekraftverk de siste årene. Vattenfall har meddeltat Ringhals 1 og 2 vil tas ut av drift tidligere ennplanlagt, med forventet nedleggelse av de to reak-torene i henholdsvis 2018 og 2020. Begge reakto-rer har produsert med lav kapasitetsutnyttelse desenere årene. E.ON har besluttet å avvikleOskarshamn 1 i 2017, mens Oskarshamn 2 aldrivil komme tilbake i drift etter å ha vært ute til ved-likehold siden 2013.

De fire reaktorene som planlegges nedlagt erde eldste reaktorene i Sverige. Fra 2010 til 2014hadde disse kraftverkene en gjennomsnittligkraftproduksjon på 14,6 TWh. Dette tilsvarer entilgjengelighet på om lag 60 prosent. Produksjons-mengden har variert mye, blant annet på grunn avstore oppgraderinger.

Samtidig planlegges utvidelser av kjernekraft-kapasiteten i Finland. Med dette tilskuddet vildagens underskudd i Finland, jf. tabell 10.1, redu-seres betydelig. Frem mot 2030 vil utvidelsene,sammen med mulige oppgraderinger av andresvenske kjernekraftverk, dels kunne utjevne fra-fallet av den planlagte avviklingen på Ringhals ogOskarshamn. Om den øvrige svenske kjernekraf-ten opprettholdes, vil samlet kjernekraftkapasitet iNorden ligge noe under enn dagens nivå.

Utviklingen i den samlede kjernekraftkapasite-ten frem til 2030 er usikker. Den svenske Energi-kommisjonen skal legge frem sine anbefalinger ibegynnelsen av 2017.

10.2.5 Vannkraften mot 2030

Vannkraften utgjør i dag over halvparten av kraft-produksjonen i Norden. En stor del av dette erregulerbar vannkraft, i hovedsak i Norge, menogså Sverige og Finland har magasiner medmulighet for lagring.

Vannkraften og dens reguleringsevne fårstørre betydning i kraftsystemet mot 2030. Innfa-singen av en større andel uregulerbar kraft i detnordiske markedet og nedleggelser av termiskekraftverk gjør at evnen til å raskt kunne regulereden øvrige produksjonen blir enda viktigere.Vannkraftens betydning i krafthandelen med kon-tinentet vil også øke. Vannkraften kan justere pro-

Figur 10.1 Sammensetningen av kraftproduksjon i Norden 2015, foreløpige tall.

Kilde: Entso-e, Skm Syspower, Svenka kraftnät, SSB og NVE

Kjernekraft 20 %

Kull 3 %

Gass 3 %

Blandet fossilt 1 %

Vind 9 %

Sol 0,2 %

Biomasse 6 %

Vannkraft 58 %


Boks 10.3 Kjernekraften i Norden

Den svenske kjernekraften ble bygget på 70- og80-tallet. Mange av kraftverkene har vært opp-gradert i den siste 10-årsperioden og planlagtereinvesteringer vil også finne sted frem til 2020–2025. Kjernekraften i Sverige utgjør i dag omlag7 prosent av den samlede nordiske produksjons-kapasiteten, og er en betydelig del av grunnlas-ten i kraftsystemet. I 2014 sto den svenske kjer-nekraften for om lag 16 prosent av den totalekraftproduksjonen i Norden.

I Sverige kan reaktorene benyttes så lengede oppfyller myndighetenes sikkerhetskrav. Deter likevel usikkert hva som kan legges til grunnsom levetid for de ulike kjernekraftverkene.Tabell 10.1 indikerer teknisk levetid, men detteavhenger av nødvendige oppgraderinger og sik-kerhetskrav som de ulike verkene må oppfylle iperioden. Den økonomiske levetiden avhengerav utviklingen i mange forhold.

Finsk kjernekraftverk er også bygget på 70-og 80-tallet. Et nytt kjernekraftverk, Olkiluoto 3ventes etter flere års forsinkelser å stå klart i2018 med en kapasitet på 1600 MW. Det finnes itillegg en prinsipiell godkjenning fra den finskeriksdagen for en fjerde reaktor, Olkiluoto 4. Inn-til videre har selskapet TVO besluttet å ikkebenytte seg av denne. Den finske riksdagen god-kjente i desember 2014 en mulig utbygging av etnytt kjernekraftverk, Hanhikivi 1, nord i Finland.Prosjektet er et samarbeid mellom Fennovoimaog det russiske Rosatom. Kraftverket planleg-ges til oppstart i 2024 med en kapasitet på 1200MW. Den fastsatte levetiden til to kjernekraft-verkene Loviisa 1 og 2 vil gå ut i henholdsvis2027 og 2030. Dette utgjør til sammen i under-kant av 1000 MW.

Kilder: IAEA, Fortum, TVO, OKG

Tabell 10.2 Sammensetning av kjernekraften i de nordiske landene, 2014.

Land NavnInstallert

kapasitet (MW)Gj.snittlig produksjon

2010–2014 (TWh) Satt i driftLevetid/

Forventet nedleggelse

Sverige Forsmark 1 984 7,6 1980 2040

Forsmark 2 1120 7,3 1981 2041

Forsmark 3 1170 8,8 1985 2045

Oskarshamn 1 473 2,0 1972 2017–2019

Oskarshamn 2 638 3,0 1974 2015

Oskarshamn 3 1400 7,9 1985/2009 2035

Ringhals 1 878 5,3 1976 2018

Ringhals 2 807 4,3 1975 2020

Ringhals 3 1062 7,6 1981 2041

Ringhals 4 938 6,5 1983 2043

Finland Olkiluoto 1 880 7,2 1978 2039

Olkiluoto 2 880 7,2 1980 2042

Olkiluoto 3 1600 2018

Olkiluoto 4 – – Ikke besluttet –

Hanhikivi 1 1200 2025

Loviisa 1 496 3,9 1977 2027

Loviisa 2 496 3,9 1980 2030

SUM 13 822 82,5


duksjonen hurtig og samtidig tilby fleksibilitet pålengre sikt, uten klimagassutslipp. Sammen medde krav til kraftsystemet som ny teknologi og nyeforbruksmønstre vil stille, øker dette vannkraftensverdi for forsyningssikkerhet og verdiskapingfrem mot 2030.

En stor del av norsk vannkraftproduksjon erbygd i tiårene fra 1950 og ut på 1980-tallet. Norskevannkraftverk er godt vedlikeholdte, men mangeav de store kraftverkene vil nærme seg sin tek-niske levealder. Det betyr at kraftsystemet nå gårinn i en fase med et betydelig behov for oppgrade-ringer og reinvesteringer.

Behovet for reinvestering innen vannkraft kanvære drevet av myndighetskrav eller investerin-ger som gjøres på bakgrunn av eierens egen vur-dering. Myndighetskrav er ofte knyttet til dammerog vannveier. Årsaken kan være slitasje, mangelpå vedlikehold, eller at anlegget ikke ble bygget ihenhold til eksisterende sikkerhets- og miljøkrav.

Adgangen til å magasinere vannet ved hjelp avdammer gir betydelig fleksibilitet til å tilpasse pro-duksjon til forbruk og stabiliserer elprisen. Samti-dig kan magasinering og vanndisponering i flom-situasjoner brukes aktivt for å redusere flomska-dene. For at dammene skal gi denne regulerings-evnen forutsettes det at dammene er funksjons-sikre og at de tåler den belastningen de er utsattfor for eksempel i flomsituasjoner. Av dammersom ved brudd kan medføre fare for skade påmennesker, miljø eller eiendom er 1500 registrertmed tilknytning til kraftproduksjon. Om lag 900 avdisse er revurdert, det vil si at de er vurdert oppmot dagens sikkerhetskrav og at revurderingene

er godkjent av NVE. Revurderingene vil avdekkeeventuelle mangler og behov for rehabilitering.De gjenstående om lag 600 dammene skal revur-deres innen 2030. Inntil alle dammene er full-stendig gjennomgått er det usikkerhet knyttet tilreinvesteringsbehovet.

Reinvesteringer kan også være drevet av beho-vet for tekniske oppgraderinger av kraftverk.Dette kan også være del av et større opprustning-eller utvidelsesprosjekt for å øke lønnsomheten.Det er usikkerhet knyttet til kostnadene ved nød-vendige reinvesteringer. Basert på kostnadsforde-lingen for maskin- og elektroteknisk utstyr for deulike typene av kraftverk med installert effektover 10 MW, har NVE utarbeidet et anslag forfremtidig reinvestering. Reinvesteringsbehovet deneste 40 årene for om lag 85 prosent av produk-sjonskapasiteten anslås til om lag 110 mrd. kroner.

10.3 Sterkere tilknytning til Europa – flere kabler og et sterkere nett

10.3.1 Norden

Kraftutvekslingen med utlandet gir god samletressursutnyttelse og økt verdiskaping. Flere avlandene i Norden forventes å få større utveks-lingskapasitet til Europa de neste årene jf. figur10.2. Den økte integrasjonen med det europeiskemarkedet vil føre til økt handel med våre nabolandog endret kraftflyt i det norske og nordiske kraft-systemet. Totalt kan overføringskapasiteten fraNorden øke med 150 prosent sammenliknet med idag, om alle prosjektene blir realisert. Dette vil til-

Figur 10.2 Overføringskapasitet inn og ut av Norden basert på eksisterende forbindelser og TSOenes planlagte prosjekter frem til 2030.

Kilde: Statnett, Energinet.dk, Svenska kraftnät, Entso-e, OED

MW

0

2000

4000

6000

8000

10000

12000

14000

16000

Importkapasitet Eksportkapasitet

SE-L

T

DK

-DE

DK

-NED

D

K -

DE

NO

-UK

NO

-DE

DK

-UK

&

D

K-D

E

SE-D

E

2014

2015

2016

2017

2018

2019

2020

2021

2022

2023

2024

2025

2026

2027

2028

2029

2030


svare en økning i teoretisk mulig kraftutvekslingfra 50 til 120 TWh per år.

10.3.2 Vedtatte utenlandsforbindelser fra Norge

Norges utvekslingskapasitet er i dag 6200 MW.Dette tilsvarer om lag 20 prosent av vår installerteproduksjonskapasitet. De to nye utenlandsforbin-delsene til Tyskland og Storbritania er planlagtferdigstilt i henholdsvis 2019 og 2021, og er på1400 MW hver. Dette vil øke den samlede norskeutvekslingskapasiteten til omlag 9000 MW. Norgevil dermed ha en svært høy andel utvekslingska-pasitet sammenliknet med mange av de euro-peiske landene.

Fra 2022 gir Norges samlede overføringskapa-sitet grunnlag for en teoretisk krafthandel på 80TWh per år. Dette er mer enn den observerte til-sigvariasjonen i det norske vannkraftsystemet, ogtilsvarer om lag 60 prosent av det norske kraftfor-bruket i 2015. Med flere utenlandsforbindelser fårNorge både større mulighet til å importere kraft itørrår og eksportere kraft i våtår.

Kablene til Storbritannia og Tyskland vil tilsammen ha en utvekslingskapasitet på nærmere25 TWh eller om lag 20 prosent av Norges kraft-forbruk. Faktisk kraftutveksling over ulike år ogperioder vil imidlertid avhenge av løpende mar-kedsutvikling og situasjonen i kraftsystemene.

Med dagens perspektiver på utviklingen fremtil 2030 forventes det at Norge vil være i nettoek-

sport på overføringsforbindelsene til kontinentet,og i nettoimport mot Sverige. Et forventet, typiskutvekslingsmønster over uken er at Norge ekspor-terer kraft til Storbritannia og Nederland i defleste av timene, med unntak av enkelte timer pånattestid og i helgene. Dette skyldes at kraftsys-temene i disse landene gjennomgående har høyepriser og behov for kraft på dagtid. Utvekslingenmot Tyskland og Danmark vil være mer balan-

Figur 10.4 Eksempel på norsk utveksling av kraft fordelt på land.

GWh per uke i 2030 eksport (+)/import (-).Kilde: NVE

-800

-600

-400

-200

0

200

400

600

800

1 3 5 7 9 11 13 15 17 19 21 23 25 Uke

27 29 31 33 35 37 39 41 43 45 47 49 51

GW

h

Sverige Finland Danmark Tyskland Nederland UK

Figur 10.3 Utvikling i norsk utvekslingskapasitet mot utlandet i 2015 og 2021.

Kilde: Statnett

MW

0

1000

2000

3000

4000

5000

6000

7000

8000

9000

10000

2015 2021

Eksportkapasitet Importkapasitet


sert, både over uken og over døgnet. Typisk vilNorge importere i perioder med høy vindkraftpro-duksjon, mens flyten snur og vi eksporterer vann-kraft i vindstille perioder. Det er likevel usikker-het knyttet til dette bildet i et 2030-perspektiv,avhengig av pris og kapasitetsutvikling i de euro-peiske landene. En større utbygging av sol i deteuropeiske markedet, som har stor produksjon påtider av året der også tilsigene til det norske vann-kraftsystemet er høy, vil for eksempel kunneendre flytmønsteret.

10.3.3 Utsikter til ytterligere samspill med andre lands kraftsystemer

Samspill mellom det norske produksjonssystemetog produksjonssystemer med mye uregulerbarkraftproduksjon kan være verdifullt. Prisforskjel-ler over ulike tider på døgnet, sesonger og år mel-lom systemer, gjør handel med kraft lønnsomt.

Den endrede prisstrukturen på kontinentet,som er kjennetegnet av synkende, men mer vola-tile priser, påvirker det samfunnsøkonomiskegrunnlaget for økt utvekslingskapasitet fra Norge.

En utvikling der relativt lik teknologi stadigoftere setter prisen på kontinentet og i Nordenkan bidra til å redusere prisforskjellene mellom deto markedene, og dermed redusere grunnlagetfor lønnsom handel. En slik utvikling kan også giutslag i tilfeller med så små prisforskjeller mellommarkedene at kraftutveksling ikke lønner seg. Deter imidlertid viktig å understreke at det er deløpende prisforskjellene som er avgjørende forlønnsomheten. Kraftutveksling kan derfor værelønnsomt selv om den gjennomsnittlige prisenover året er lik.

Hvorvidt det er samfunnsøkonomisk grunnlagfor økt kraftutveksling med kontinentet vilavhenge av om prisforskjellene er store nok oghyppige nok, slik at gevinstene ved handel veieropp for de store kostnadene knyttet til å bygge utøkt utvekslingskapasitet.

En mer volatil prisstruktur med større sving-ninger over døgnet vil medføre at magasinkraft-verkene vil regulere opp og ned produksjonen iløpet av kortere tidsperioder enn tidligere. Hyppi-gere endringer i reguleringen kan ha virkninger idet enkelte magasin.

Selv med stor etterspørsel etter fleksibilitet ognorsk reguleringsevne, er det også grenser forhvor mye Norge kan tilby. Størrelsesordenen påden norske reguleringsevnen er liten når densammenliknes med behovet i Europa. Installertproduksjonskapasitet i Norge er om lag 33 000MW. Sett opp mot maksimalt forbruk i Tyskland,

som i 2014 var om lag 91 000 MW, er den norskekapasiteten dermed begrenset. Slike sammen-likninger illustrerer at selv om Norge har unikeregulerbare vannkraftressurser, er det fysiske ogmiljømessige begrensninger for hvor stort vårt til-bud av fleksibilitet til utlandet kan være.

På kort sikt vil norsk utvekslingskapasitet økegjennom Statnetts planlagte forbindelser til Tysk-land og Storbritannia. I tillegg kan nordisk utveks-lingskapasitet også øke i løpet av neste tiårs-periode. Grunnlaget for eventuelt ytterligereutbygginger vil bli sterkt påvirket av markedspri-sene på kraft. En utvikling som gir økte prisfor-skjeller vil øke grunnlaget for lønnsom kraftut-veksling. Lavere prisforskjeller vil trekke i motsattretning. I tillegg må kostnadene ved utvekslings-kapasitet tas hensyn til.

Den økte utvekslingskapasiteten vil ha virknin-ger på det norske kraftsystemet. Det er derforbehov for å høste erfaringer og gjøre grundigeanalyser før utvekslingskapasiteten økes ytter-ligere.

10.3.4 Utvikling av det innenlandske nettet

Frem mot 2030 vil det være en betydelig økning iden innenlandske nettkapasiteten, jf. boks 10.4.Planene tilsier at investeringene vil nå sitt høyestenivå frem mot 2020, for deretter å gradvis avta.Flere anlegg forventes imidlertid ferdigstilt fremmot 2025.

Investeringene som planlegges vil bedre forsy-ningssikkerheten og legge til rette for forbruksøk-ninger, mer fornybar kraftproduksjon og økt kraft-utveksling med utlandet.

Behovet for økt overføringskapasitet etter2020 vil avhenge av utviklingen i kraftmarkedet.Utviklingen i våre naboland vil påvirke nettbeho-vet i Norge. Det vil også være behov for å reinves-tere i anlegg som nærmer seg teknisk levetid. Eteksempel er tiltakene som planlegges for å opp-gradere overføringsnettet i Stor-Oslo.

Omfanget av utbyggingen av fornybar energi,og den geografiske fordelingen av denne, påvirkernettutviklingen mot 2030. Større produksjons-vekst i områder der nettkapasiteten allerede erhøyt utnyttet, kan resultere i vesentlige flaskehal-ser og prisforskjeller. Større utbygging av forny-bar kraftproduksjon i Nord-Norge og på Vestlan-det kan gi behov for nettforsterkninger utovereksisterende planer. Effektutvidelser og byggingav pumpekraft i norske vannkraftverk vil ogsåkunne utløse behov for nettforsterkninger.

Etablering av nye store forbruksenheter, somdatasentre, kraftintensiv industri og petrole-


umsvirksomhet, kan også utløse behov for nettin-vesteringer. Nytt forbruk kan imidlertid redusereoverføringsbehovet mellom ulike regioner der-som det etableres i overskuddsområder med liteeksportkapasitet.

10.4 Utviklingen i kraftpriser i Norge og Norden

Utviklingen i de norske og nordiske kraftpriseneer av stor betydning for lønnsomheten i kraftsek-toren. Perspektivene for de norske og nordiskekraftprisene frem til 2030 vil påvirkes av denvidere utviklingen i den nordiske kraftbalansen,

Boks 10.4 Nettinvesteringer frem mot 2020

Etter mange år med effektivisering og moderateinvesteringer, er kraftsystemet nå inne i en peri-ode hvor kapasiteten i nettet blir økt og deler avnettet bygges om.

Statnett planlegger nettinvesteringer i stør-relsesorden 50–70 mrd. kroner i perioden2015–2025. De største investeringene forventeså finne sted frem mot 2020, og kapasiteten itransmisjonsnettet vil øke betydelig. I regional-og distribusjonsnettet planlegges det investerin-ger i samme størrelsesorden frem mot 2025. Idisse nettene er de viktigste driverne behov forreinvesteringer i eksisterende nett og innføringav AMS. I tillegg vil innfasing av ny produksjon,nytt forbruk og nye forbruksmønstre være dri-vere i enkelte områder.

For å være støtteberettiget gjennom elsertifi-katordningen må ny fornybar kraftproduksjonvære i drift innen utgangen av 2021. Statnett

planlegger derfor å ferdigstille flere nettanleggsom skal tilrettelegge for tilknytning av ny for-nybar kraftproduksjon frem mot 2020.

Økt kraftutveksling med utlandet vil med-føre økt kraftflyt i Sør-Norge. Statnett gjennom-fører derfor nettinvesteringer i Sør-Norge slik atkapasiteten i eksisterende og nye utenlandsfor-bindelser skal kunne utnyttes fullt ut.

Mange av tiltakene som planlegges frem mot2020 har fått konsesjon, og det er fattet investe-ringsbeslutning for flere prosjekter. Dette redu-serer usikkerheten knyttet til hvordan transmi-sjonsnettet vil utvikles frem mot 2020.

Også i de andre nordiske landene planleggesdet betydelige nettinvesteringer frem mot 2020,blant annet har Svenska Kraftnät planer ominvesteringer på om lag 50 mrd. SEK de neste 10årene.

Figur 10.5 Investeringer i strømnettet i løpende priser.

Kilde: eRapp, NVE

-

5 000

10 000

15 000

20 000

25 000

1994

1995

1996

1997

1998

1999

2000

2001

2002

2003

2004

2005

2006

2007

2008

2009

2010

2011

2012

2013

2014

2015

2016

2017

2018

2019

2020

2021

2022

2023

mill

. kr

D-nett høyspent nett D-nett lavspent nett AMS Regionalnett Sentralnett Utland


overføringskapasitet mot utlandet, og utviklingeni de europeiske og globale energimarkedene.

Påvirkningen fra den europeiske prisutviklin-gen på norske og nordiske kraftpriser vil øke medintegrasjonen med de europeiske kraftmarke-dene. Prisene på brensel, som kull og gass, vilsammen med utviklingen i prisen på CO2-kvoterfortsatt være de viktigste prisdriverne frem mot2030, til tross for den høye fornybarandelen i Nor-den.

Utsiktene til et stort kraftoverskudd i Nordenvil bidra til at nordiske kraftpriser i perioder vilkunne ligge merkbart under europeiske kraftpri-ser frem til 2030. Utsiktene til et kraftoverskudd iNorden innebærer spesielt at prisene i tilsigsrikeår kan komme langt under europeisk prisnivå, jf.boks 3.5.

Økt utbygging av uregulerbar kraft vil økeprisvolatiliteten i det nordiske kraftmarkedet.Dette skyldes at svingningene i produksjonen fravind- og småkraft periodevis kan bli meget store,og at produksjonen ikke nødvendigvis skjer påtider hvor behovet er størst. Økt utvekslingskapa-sitet mot kontinentet vil kunne forsterke denneeffekten, ettersom endringene i den europeiskeprisstrukturen i større grad reflekteres i det nor-diske kraftmarkedet, jf. boks 10.5. Vannkraftensregulerbarhet sørger imidlertid for at innfasing avuregulerbar kraft ikke vil gi like store utslag iNorge og Norden.

De nordiske terminprisene har, som de euro-peiske, også falt betydelig de siste årene. Marke-det preges av forventninger om at det lave prisni-

vået vil vedvare, jf. figur 10.6. Per 1. mars ble kon-trakter for levering frem til 2020 omsatt for littunder 18 øre/kWh, noe som er 60 prosent lavereenn toppen i 2010. Sterkere integrasjon med deeuropeiske markedene forventes å gi en vissøkning i de nordiske kraftprisene på det tidspunk-tet kablene settes i drift. Dette skyldes at det nor-diske systemet i større grad kobles til kraftmarke-der med noe høyere prisnivå enn i Norden. Selvetter den ventede avviklingen av de fire svenskekjernekraftreaktorene og idriftsettelsen av flereutenlandskabler holder terminprisene seg under20 øre/kWh. Det er imidlertid stor usikkerhetrundt kraftprisutviklingen og usikkerheten økermed tidshorisonten.

10.5 Perspektiver for norsk og nordisk forsyningssikkerhet

Økonomisk vekst, digitalisering av samfunnet ogøkt bruk av elektrisitet til nye formål gjør at sår-barheten for avbrudd i kraftforsyningen erøkende. Vurderingene av utfordringene frem til2030 må ta utgangspunkt i risikoen for energiman-gel over året (energisikkerhet) tilgangen på til-strekkelig effektkapasitet når det er behov for det(effektsikkerhet) og hvorvidt det kan oppretthol-des en forsvarlig løpende drift av kraftsystemet(driftssikkerhet) jf. kap. 3.

Den sterke integrasjonen mellom de nordiskelandene gjør at hendelser i ett land eller en regionpotensielt kan få store geografiske ringvirkninger.

Figur 10.6 Utvikling i systemprisen og dagens terminpriser, 01.03.2016. Løpende priser.

Kilde: Nord Pool Spot, Nasdaq OMX

0

5

10

15

20

25

30

35

40

45

2000

2001

2002

2003

2004

2005

2006

2007

2008

2009

2010

2011

2012

2013

2014

2015

2016

2017

2018

2019

2020

2021

2022

2023

2024

2025

øre/

kWh

Historiske priser Terminpriser

Økendeprisnivå

Fallendeprisnivå


Perspektivene for den norske forsyningssikkerhe-ten mot 2020 og 2030 må derfor vurderes på bak-grunn av utviklingen i hele det nordiske marke-det, og spesielt Sverige.

Erfaringene fra tidligere tørrår har vist at detnordiske kraftmarkedet har god evne til å hånd-tere perioder med tilsigssvikt eller andre hendel-ser i kraftsystemet. I tiden frem mot 2030 vurde-res forsyningssikkerheten for tørrår som god.Den viktigste årsaken til dette er tilgangen på flek-

sibel vannkraft og betydelig utvekslingskapasitetmed andre markeder hvor væruavhengige energi-kilder dominerer.

Den økende andelen variabel og uregulerbarkraftproduksjon, sammen med perspektivene forkjernekraft og annen termisk produksjon gir nyeutfordringer for forsyningssikkerheten frem mot2030. Særlig vil effektbalansen i kalde perioder ogkortsiktige svingninger i kraftforsyningen, kreveøkt fokus i årene fremover.

Boks 10.5 Nærmere om effekten av økt kraftutveksling med Europa

Nordiske kraftpriser er allerede i dag sterktkoblet til kontinentale priser, og fremfor alt erdet tyske markedet viktig. Overføringskapasite-ten mellom Norden og Tyskland er i dag 2,3GW. Kraftprisene i Tyskland påvirker også depolske og nederlandske markedene, og gjen-nom overføringsforbindelsene til disse marke-dene påvirkes også Norden av utviklingen iTyskland.

Med veksten i overføringskapasitet, blantannet ut fra Sør-Norge, blir norske og nordiskepriser enda sterkere knyttet til kraftprisene i deteuropeiske markedet. Dette demper den virk-ningen som variasjoner i tilsig og temperaturhar på kraftprisen i Norge og Norden sammen-lignet med i dag. I perioder med høyt kraftover-skudd i Norden vil kablene brukes til eksport,som vil motvirke store kraftprisreduksjoner. Imotsatt retning vil tilgangen på import kunnedempe prisutslagene av knapphet på kraft i Nor-den, for eksempel ved tilsigssvikt. Vannkraftenvil likevel i tiden fremover dominere den norskeog nordiske kraftforsyningen, med et betydeligutfallsrom mellom tørrår og våtår. Kraftprisvari-asjoner mellom ulike tilsigsår må derfor forven-tes å forekomme også i et 2030-perspektiv.

Flere forbindelser til det europeiske marke-det vil også påvirke prisstrukturen i Norge, somtradisjonelt har hatt relativt flate priser over døg-net og året. Flere og sterkere prisimpulser fraland med termiske kraftsystemer gir størrekortsiktige svingninger i kraftprisene i Norge ogi Norden over døgnet og uken. Periodene medhøye priser i utlandet vil bidra til å presse nor-ske kraftpriser opp, for eksempel i morgenti-mene og på dagen når forbruket er høyt i deeuropeiske landene. Import på andre tider avdøgnet vil kunne senke prisene i Norge, for

eksempel om natten. Samtidig vil den økte ande-len sol – og vindkraft i Nord-Europa gjøre atprisstrukturen og utvekslingsmønsteret blirmer stokastisk.

Prisene kan også i større grad bli preget avat landene vi er tilknyttet vil ha stor etterspørseletter kraft i enkelttimer vinterstid. Særlig vildette gjelde i perioder når dette sammenfallermed høy etterspørsel i det norske og nordiskemarkedet. I slike situasjoner vil norske priserkunne øke opp til prisnivået i utlandet. I praksisbetyr det at forbruk i Norge i økende grad vilkonkurrere med forbruk i utlandet om den til-gjengelige effekten i vannkraftsystemet.

Økningen i utvekslingskapasiteten fører pågrunn av dette til endret produksjonsmønster inorske regulerbare vannkraftverk. Det vil pro-duseres mer om dagen når behovet for kraft iEuropa er høyt, og mindre om natten og helgen,så vel som i perioder med høy produksjon frafornybare kilder på kontinentet. Allerede i dagser man at de norske magasinkraftverkene juste-rer produksjonen etter de kortsiktige svingnin-gene i den uregulerbare produksjonen i Norden.Økt variasjon i prisene vil medføre at magasin-kraftverkene i større grad vil regulere opp ogned produksjonen i løpet av kortere tidsperioderenn tidligere, såkalt effektkjøring. Samtidig kanøkt importtilgang i vinterhalvåret endre maga-sindisponeringen mellom sesonger.

Flere overføringsforbindelser til Europa vilpåvirke måten det nordiske kraftsystemet drif-tes på, jf. kap. 10.5. Det forventes større og hyp-pigere flytendringer i transmisjonsnettet, etter-som en betydelig del av overskuddet i Sverigevil eksporteres via Norge gjennom forbindel-sene i Sør-Norge.


10.5.1 Norden

Utsiktene til et fortsatt kraftoverskudd og en sterkøkning i utvekslingskapasiteten medfører at detnordiske kraftsystemets evne å håndtere tørrår vilbedres betydelig i tiden fremover. Alle de nor-diske landene foruten Danmark har vannkraftsom en viktig del av produksjonsmiksen, jf. kap. 3.Tørrår, som medfører svikt i vannkraftproduksjo-nen, rammer som regel de nordiske landene sam-tidig. Også temperaturmessig sammenfaller kaldevintre i stor grad i det nordiske systemet og perio-dene med høy forbruksbelastning er derfor sterktkorrelert.

Nordisk ministerråd har fått utført vurderin-ger av kapasitetsmarginene i det nordiske kraft-markedet frem til 2030.1 Analysene viser at ensvikt i vannkraftproduksjonen, som sammenfallermed kaldt vær, ikke forventes å skape store utfor-dringer for energisikkerheten i Norden.

I situasjoner med sterk forbruksbelastningviser analysene at de nordiske landene normalt vilkunne avhjelpe situasjonen gjennom å trekke påfelles ressurser. Eventuelle utfordringer vil kunneoppstå i form av effektknapphet i kalde perioder,dersom det samtidig oppstår en situasjon medutfall av kjernekraften og/eller utenlandskablenetil det øvrige Europa. Selv om den overordnedenordiske effektbalansen opprettholdes, vil detogså kunne oppstå regionale utfordringer pågrunn av flaskehalser i de innenlandske nettene.Blant annet vil det være behov for stor import tilSør-Sverige, der det er planer om å fase ut kjerne-kraften. Denne situasjonen har bidratt til at densvenske regjeringen ønsker å opprettholdedagens effektreserve frem til 2025, som etter pla-nen skulle vært faset ut innen 2020.

Forutsatt at prisene får virke i knapphetssitua-sjoner slik at forbruket kan tilpasse seg og tilgan-gen på import blir tilstrekkelig, finner rapportenat det ikke er omfattende utfordringer for effekt-sikkerheten frem til 2030. Høye priser vil kunnebidra til at forbruket tilpasser seg en knapphets-situasjon og øke tilgangen på import fra områderutenfor Norden. En sterkere markedsprising aveffekt innebærer at verdien av fleksibilitet vil øke itakt med større andel uregulerbar produksjon ogøkende etterspørsel etter effekt via utlandsforbin-delsene. Kuldeperioden i januar 2016 er et godteksempel dette, jf. boks 10.6.

Det er imidlertid stor usikkerhet knyttet tilutviklingen, og rapporten legger til grunn at det

nordiske markedet må være forberedt på økendeutfordringer knyttet til både drift- og effektsikker-het. Med mer variabel produksjonskapasitet ogstor utvekslingskapasitet i det nordiske systemetmot 2030, vil det ikke bare være kapasiteten til ådekke forbruket på de kaldeste vinterdagene somavgjør forsyningssikkerheten. I tillegg må kraft-systemet i økende grad respondere på raskeendringer i kraftflyten i nettet og i vind og solpro-duksjon, og det må være mulig å skaffe til veie til-strekkelig energi når vind- og solproduksjonen erlav over lengre perioder.

10.5.2 Vurdering av energisikkerheten i Norge

Det er utført flere vurderinger av perspektivenefor den norske forsyningssikkerheten på kort ogmellomlang sikt av NVE og Statnett det siste året.

Analyser av svært anstrengte kraftsituasjoner – behovet for SAKS-tiltak

Statnett har ansvar for å utvikle virkemidler for åhåndtere svært anstrengte kraftsituasjoner(SAKS), der det er energimangel. Formålet medSAKS-tiltakene er å redusere sannsynligheten forrasjonering, jf. kap. 3.

Statnett utførte vinteren 2015 en analyse avfremtidig behov for tiltak for svært anstrengtekraftsituasjoner (SAKS), etter vedtak fra NVE.Analysene har tatt utgangspunkt i kraftsystemetslik det forventes å være i henholdsvis 2016 og2022. Ut fra det forventede kraftsystemet er detgjort ulike stresstester som simulerer ulike kom-binasjoner av hendelser som potensielt kanramme kraftforsyningen i Norge. Sannsynlighetenfor rasjonering er vurdert ut fra disse scenarioene.I analysene defineres rasjonering som en situa-sjon der industriforbruk stenger ned i en periodepå minst en uke, og en kraftpris i Norge som langtoverstiger de dyreste kraftverkene i Europa.

Statnetts analyser tyder på at det er svært lavsannsynlighet for rasjonering det neste tiåret,både når det gjelder regioner og Norge som hel-het. Samlet sett gir de ulike beregningene 0,1 – 1prosent sannsynlighet for at slike situasjoner kanoppstå. Gjennomgående er det nødvendig medflere simultane hendelser for at den norske kraft-forsyningen står i fare for å komme i en rasjone-ringssituasjon, selv med flere tørrår på rad.

De nye overføringskablene til Storbritannia ogTyskland har en viktig rolle i å redusere sannsyn-ligheten for rasjonering i tiden etter 2020. Utveks-lingskapasiteten på 2800 MW innebærer en bety-

1 Capacity Adequacy in the Nordic power market, 2015.Thema Consulting på oppdrag av Nordisk Ministerråd


delig økning i Norges importmuligheter. Ogsåeksisterende og nylig utbygd kapasitet til Dan-mark bidrar til å redusere sannsynligheten forknapphet i det norske systemet.

Perspektivene for kraftbalansen i Norge ogNorden er betydelig endret siden SAKS-tiltakeneble innført etter tørråret 2002–2003. Dette med-virker til at forsyningssikkerheten for tørrår liggeran til å bli mer robust i årene fremover. Også for-syningssikkerheten regionalt forventes å bedres,

ettersom innenlands nett forsterkes i årene frem-over.

Vurderinger av forsyningssikkerheten – NVE

NVE har utført analyser av kraftsystemets evne tilå håndtere hendelser i dagens kraftsystem ogmed utgangspunkt i forventet kraftsystem i 2030,der også nye overføringsforbindelser er på plass iNorge og i Norden. Fokuset for analysen har værtå vurdere faren for energiknapphet.

Boks 10.6 Effektprising i januar 2016

Den kalde værtypen de tre første ukene av 2016førte til en rekordhøy etterspørsel etter kraft iNorden. Sammen med lav nordisk vindkraftpro-duksjon ga dette et sterkere press på effekt-balansen i flere områder. Situasjonen ble synli-gjort ved uvanlig høye priser i spotmarkedet iperioder på døgnet, såkalte effektpriser. Ienkelte timer økte kraftprisen til om lag 200øre/kWh jf. figur 10.7. Til sammenligning varden gjennomsnittlige spotprisen for hele januarmåned 28,7 øre/kWh. Prisene reflekterer atdyrere kraftverk må tas i bruk i perioder medknapphet, og at prisene må stige til et nivå somutløser import fra andre land utenfor Norden.

Man må tilbake til januar 2010 for å finne til-svarende priser i det nordiske kraftmarkedet.Da var kraftsituasjonen preget av lav fyllings-grad i vannmagasinene og driftsproblemer med

svenske kjernekraftverk. I situasjonen som opp-sto i januar 2016 var imidlertid kun ett kjerne-kraftverk (Ringhals 2) ute til vedlikehold. Detvar også høy tilgjengelighet på overførings-kablene mot Europa og vannmagasinene var pået rekordhøyt nivå. Til tross for god tilgang påenergi vinteren sett under ett, utløste kulde-perioden effektknapphet i enkelte områder. Islike situasjoner er det den installerte kapasite-ten som setter begrensninger på hvor høyt pro-duksjonen kan reguleres opp for å møte eventu-elle knapphetssituasjoner.

De høye kraftprisene bidro til at kraftmarke-det klarte å opprettholde balansen. Under kulde-perioder med så høy last vil imidlertid det nor-diske kraftsystemet være sårbart hvis det i til-legg skulle oppstå feil på f.eks kjernekraftverkog viktige overføringsforbindelser.

Figur 10.7 Spotpris per time den 21. januar 2016, øre/kWh.

Kilde: Nord Pool

øre/

kWh

0

50

100

150

200

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24

Time

Sverige, DK1, NO2 og NO3 Finland NO1 NO2, NO5 og DK1


Kraftsystemet i Norge er testet med utgangs-punkt i en situasjon med lav magasinfylling, ogvirkningen av 58 ulike tilsigsår er beregnet. Avdette er det tatt utgangspunkt i de 9 årene somhar lavest kraftbalanse. Dette utgangspunktetmedfører en relativt stram situasjon grunnet lavtilgjengelighet på vannkraftressurser, men i analy-sene klarer kraftsystemet seg uten større pri-sendringer grunnet tilgjengeligheten på import-muligheter fra våre naboland.

Med utgangspunkt i denne situasjonen harNVE testet konsekvensene av ulike hendelser ikraftsystemet som medfører at en mister kapasitetpå tilbudssiden eller i importmuligheter.

De ulike hendelsene skjer i alle tilfeller ifebruar måned, og blir ikke rettet i løpet av analy-seperioden.

Hendelser som er testet inkluderer:– Bortfall av norsk vannkraft– Bortfall av svensk og finsk kjernekraft– Bortfall av utvekslingskapasitet mellom Norge

og Sverige– Bortfall av utvekslingskapasitet til Danmark,

Nederland, Tyskland og Storbritannia– Enkelte relevante kombinasjoner av de oven-

nevnte

Analysene tilsier at kraftsystemet for 2030, slikNVE har modellert det, er et robust kraftsystemder mange hendelser må inntreffe for å utløse enenergiknapphetssituasjon, selv i tilfellet med totørrår på rad. Situasjoner med ekstrempriser kanoppstå, men da i relativt komplekse situasjonermed lav sannsynlighet. Risikoen for denne typesituasjoner ser man sterkest den andre vinteren ien serie med to tørre og kalde år på rad, og daspesielt i ukene rett før en forventer vårsmeltepe-rioden.

Det norske kraftsystemet er i denne analysen iså stor grad avhengig av import fra Sverige i tør-rår vinterstid at det er lite rom for å øke importenytterligere ved en hendelse. Det er også lite fleksi-bilitet i vannkraftsystemet, siden tilgjengelige res-surser utnyttes tett opp mot full kapasitet i tørreår. Systemets største fleksibilitet i denne situasjo-nen ligger i utvekslingskapasiteten mot andreområder, gitt ved kablene til Danmark, Nederland,Tyskland og Storbritannia. Ved stor tilgang påulike overføringsforbindelser reduseres også sår-barheten for at en kabel skulle falle ut.

Analysene viser at knapphet på energi fører tilnoe høyere priser i snitt. Risiko for ekstreme pri-ser er samtidig relativt lav.

10.5.3 Nye utfordringer for den norske drifts-sikkerheten

Viktige utviklingstrekk som har betydning fordriftssikkerheten mot 2030 er økt bruk av IKT,større bruk av effektintensive produkter, uten-landsforbindelser, kjernekraftavviklingen, mer nyuregulerbar kraftproduksjon og klimaendringer.

Økt bruk av IKT gir både utfordringer ogmuligheter for kraftsystemet. Samfunnets økendeavhengighet av IKT øker sårbarheten for utfall ikraftforsyningen for stadig flere deler av i økono-mien. Økt bruk av IKT i kraftsystemet forventessamtidig å ha en positiv innvirkning på driftssik-kerheten gjennom mer effektiv utnyttelse av kraft-systemet, mer rasjonell drift av anleggene, mulig-heter for bedre overvåkning og styring, og raskfeilretting, jf. kap. 11.

Klimaendringer vil kunne gi økte påkjenningerpå strømnettet. Dette inkluderer trefall og islasterpå linjene, samt økt lynfrekvens og endrede vind-forhold, jf. kap. 13.4. Nytt forbruk som medførerhøyt uttak av effekt kan skape kapasitetsutfordrin-ger for nettet, særlig hvis høyt effektuttak sam-menfaller med eksisterende lasttopper på kaldevinterdager. Dette kan også føre til spenningspro-blemer i det lavspente distribusjonsnettet, se kap.3. Utenlandskabler og uregulerbar kraftproduk-sjon kan blant annet påvirke frekvens- og spen-ningskvaliteten negativt.

Utvikling i systemdriften

Tettere integrasjon med det europeiske kraftmar-kedet, endringer i forbruksmønstre og kraftpro-duksjonsporteføljen i Norge, Norden og Europafører til nye utfordringer for driften av kraftsys-temet.

Utviklingen mot mer uregulerbar kraftproduk-sjon og større utvekslingskapasitet mot andremarkeder innebærer at kraftsystemet får andretekniske egenskaper og et annet driftsmønster.Statnett peker på flere utfordringer i kraftsys-temet fremover mot 2030, blant annet raskereendringer i flyten og balanseringen av systemet.

Statnett bruker i stor grad markedsløsningerfor å håndtere den daglige driften av kraftsys-temet. For å ivareta en sikker og effektiv drift, måogså system- og markedsløsningene videreutvi-kles i årene fremover. Dette er også nødvendig forå sikre en effektiv utvikling av kraftsystemet.Mange løsninger må være nordiske på grunn avgjensidig avhengighet innenfor det nordiske syn-kronområdet. I økende grad vil løsningene ogsåbli europeiske, blant annet gjennom utviklingen


av nye direktiver og koder fra EU. Et eksempel pådette er utviklingen av en bindende retningslinjeom systemdrift, se kap. 6.4.5.

Integrasjonen med andre lands kraftsystemervil også gi økte utfordringer for driften av det nor-ske og nordiske kraftsystemet, ved at norske(fleksible) produsenter kan tilpasse produksjonensin for å dekke variasjonen i europeisk forbruks-mønster. Selv om Norges vannkraftsystem hargode forutsetninger for å bidra til effektiv balanse-ring av kraftsystemet, vil økt utveksling medutlandet, endret forbruksmønster og mer uregu-lerbar kraftproduksjon medføre utfordringer somvil kreve nye løsninger og virkemidler for å sikreen effektiv og sikker systemdrift fremover.

Ubalanser påvirker hele det nordiske synkron-området, noe som øker behovet for enda tetterenordisk samarbeid og felles løsninger. Dette erblant annet operasjonalisert gjennom den nor-diske systemdriftsavtalen mellom de systeman-svarlige i Norge, Sverige, Danmark og Finland. Iårene fremover vil de nordiske TSOene intensi-vere samarbeidet, blant annet gjennom mer for-malisert samarbeid om driftskoordinering i Nor-den, i tråd med europeiske regelverksutvikling.Dette skjer gjennom opprettelsen av en nordiskRSC (Regional Security Coordinator). RSCen vilvære et samarbeid mellom de nordiske TSOene,og skal utføre enkelte koordineringsoppgaver ogspesifikke tjenester for TSOene. En nordisk RSCskal være rådgivende, og ikke fatte beslutninger.Den skal være en tjenesteleverandør til TSOene,og endrer ikke på det nasjonale systemansvaret.

Balansering av kraftsystemet

Perspektivene mot 2030 indikerer at det norskekraftsystemet blir mer krevende å drifte, slikutviklingen har vist de siste årene. Frekvenskvali-teten i det nordiske systemet er allerede i perio-der utfordret. Utfordringene er størst rundt time-skift. Dette gjelder spesielt på morgen og kveldnår forbruk og produksjon endres mye i løpet avkort tid, og når kraftflyten på mellomlandsforbin-delsene snur. Utfordringene for systemdriften viltrolig forsterkes fremover med de endringenesom forventes i kraftsystemene i Norden.

Nye mellomlandsforbindelser og mer uregu-lerbar kraftproduksjon i systemet vil kunne for-verre frekvenskvaliteten hvis det ikke gjøres til-tak. I perioder om sommeren vil det i økende gradkunne oppstå situasjoner der forbruk i stor graddekkes av import over mellomlandsforbindelseneog uregulerbar produksjon som småkraft og elve-kraft. I slike situasjoner er det få større magasin-

kraftverk i drift (lite regulerbar produksjon), ogdermed liten tilgang på kraftverk som kan bidra tilå balansere kraftsystemet ved behov. Det kan daoppstå situasjoner hvor det kan bli vanskelig ogkostbart å skaffe tilstrekkelig volum både av fre-kvensstyrte og manuelle reserver. En feil i en sliksituasjon vil kunne gi større frekvensavvik og kanvære kritisk for driftssikkerheten. Dette er enrelativt ny situasjon, som en har sett økt hyppighetav de siste årene.

Kraftsystemet er avhengig av tilstrekkeligroterende masse. I dagens kraftsystem er størrekraftverk som kjernekraftverk og regulerbarevannkraftverk viktige for å gi en indre stabilitet ogrobusthet til kraftsystemet. I situasjonen som erbeskrevet over kan mangelen på rotasjonsenergiutfordre systemdriften og gjøre kraftsystemet merutsatt for ubalanser. Dette forventes å bli spesieltkrevende dersom svensk kjernekraft legges ned. Itiden fremover vil det arbeides mer på nordisknivå for å øke kompetansen på problemstillingerknyttet til rotasjonsenergi. På sikt ser Statnett detsom sannsynlig at det må innføres ordninger hvorrotasjonsenergi kompenseres, for å sikre denneegenskapen i kraftsystemet, for eksempel et nor-disk marked. Statnett vil vurdere hensiktsmessig-heten av en støtteordning for vannkraftprodusen-ter som investerer i anlegg som kan kjøre på tom-gang, og på den måten yte rotasjonsenergi tilsystemet, uten å bruke vann. Vurderingen avbehov for tiltak gjennomføres av Statnett som sys-temansvarlig.

For å sikre god frekvenskvalitet er det behovfor tilstrekkelig tilgang til reserver. Utviklingenfremover vil kunne gi større behov for både fre-kvensstyrte og manuelle reserver. Som et svar pådette jobbes det for å videreutvikle felles nordiskemarkeder for balansetjenester, samtidig som nyeprodukter vurderes. Et eksempel er reservasjonav overføringskapasitet til salg av balansetjenesterover mellomlandsforbindelser, jf. kap. 11.

I forbindelse med frekvensregulering, kan iprinsippet utkobling av sluttbrukeres forbrukogså brukes av systemansvarlig til å håndtereubalanser i driftstimen, i likhet med fleksibilitetentil store industrikunder. Det er nærliggende å troat sluttbrukernes fleksibilitet kan tilbys i reguler-kraftmarkedet.

Flytendringer og flyten på mellomlandsforbindelsene

Økt og mer variabel kraftflyt med raske skift ikraftproduksjon og overføring, for eksempel påmellomlandsforbindelsene, gjør det mer krevendeå holde frekvensen stabil og spenningen innenfor


gitte grenser. For å løse disse utfordringene på engod måte trengs det blant annet mer overvåkingog automatisert styring av kraftsystemet, samtfokus på utvikling av nye markedsløsninger.

For å ivareta driftssikkerheten i det nordiskesynkronområdet er det satt begrensninger påhvor raskt flyten på mellomlandsforbindelsenekan endres, med en maksimal hastighet på 30MW/minutt per forbindelse. Flytendringen (ram-pingen) skal gjøres i løpet av 10 minutter på hverside av timeskift, noe som gir en flytendring påmaksimalt 600 MW per timeskift per forbindelse.Dette kalles rampingrestriksjoner. Disse betingel-sene er bestemt i den nordiske systemdriftsavta-len.

Med flere mellomlandsforbindelser vil detvære naturlig å anta hyppigere og størreendringer av flyt inn og ut av det nordiske synkro-nområdet, og at summen av ramping på mellom-landsforbindelsene vil føre med seg ytterligereubalanser i det nordiske kraftsystemet, hvis detikke gjøres tiltak. Statnett ser det som aktuelt å sepå løsninger for å øke tillatt ramping til 1000 MW/time, og samtidig åpne for at ramping av mellom-landsforbindelsene kan skje gjennom hele timen(kontinuerlig ramping). En slik endring kan væremed på å redusere frekvensavvikene nær time-skift. Dette vil føre til en mer effektiv utnyttelse avmellomlandsforbindelsene, men kan samtidig gistørre avvik mellom planlagt og faktisk flyt innen-for driftstimen i det nordiske systemet hvis detikke gjøres tiltak. Nytt regelverk på ramping erogså avhengig av regelverksutvikling i EU, og måogså sees i sammenheng med annen markedsut-vikling.

Strukturelle ubalanser og tidsoppløsning i markedet

Day-ahead markedet baseres på at produksjonenendres trinnvis hver time, mens etterspørselenendres kontinuerlig innenfor driftstimen, jf. førstedel av figur 10.8. Dette medfører utfordringer forfrekvenskvaliteten rundt timeskift. Avviket mel-lom produksjon og etterspørsel kan derfor værestort innenfor timen, selv om det er balanse i gjen-nomsnitt. Slike strukturelle ubalanser oppstårsærlig i de timene på døgnet med store endringeri kraftflyten. Nye mellomlandsforbindelser og enøkt andel uregulert produksjon vil trolig medførestørre strukturelle ubalanser. Disse håndteres idag ved hjelp av frekvensstyrte og manuelle reser-ver, samt manuell flytting av produksjonsplaner,noe som neppe er tilstrekkelig i fremtiden. Noesom kan avhjelpe strukturelle ubalanser, er enfinere tidsoppløsning i markedene, og dermed

produksjonsplaner som ligger tettere på etterspør-selen, som er vist i andre del av figur 10.8. Dettevil redusere de strukturelle ubalansene og der-med også behovet for balansering i driften. Fortiden utarbeides et nordisk prosjekt som skal ana-lysere virkningene av å innføre finere tidsoppløs-ning, men dette temaet avhenger også av euro-peisk regelverksutvikling.

Fremtidige utfordringer i distribusjonsnettet

Forsyningssikkerheten i årene fremover kanutfordres av varierende produksjon og overfø-ringsforhold, men også forbruksmønstre i end-ring jf. kap. 9. Perspektivene tilsier at det kan blisterkere vekst og endrede forbruksmønstre forelektrisitets- og effektetterspørselen. Dette kan haimplikasjoner for forsyningssikkerheten, spesielt idet lavspente distribusjonsnettet.

Stor vekst i antall el-biler og mer effektkre-vende elektriske apparater som momentanevarmtvannsberedere, direktestartende motorerfor varmepumper, induksjonskomfyrer og høy-trykkspylere vil påvirke kraftsystemet på ulikemåter. Hvis bruken i tillegg sammenfaller medeksisterende lasttopper på kalde vinterdager, kandet påvirke effektsikkerheten. Hvor stor påvirk-ning el-bilene og apparatene vil kunne ha kommerbåde an på hvor mye effekt de krever og hvorsterkt nettet er. Jo høyere effekt, jo raskere laderel-bilen, og jo fortere varm blir induksjonstoppen.

For elbiler vil effektbehovet og påvirkningenpå nettet være avhengig av størrelsen på ladeef-fekten. Å lade et batteri på 50 kWh vil ta mellom 4og 17 timer å lade opp avhengig av ladeeffekt. Detmedfører store forskjeller i hvor stort strømutta-ket er under lading.

Det totale effektuttaket i et gitt distribusjons-nett er imidlertid ikke bare avhengig av effektenpå den individuelle lader og antall elbiler, menogså hvordan ladingen fordeler seg over døgnet.Jo flere som lader samtidig, desto større blir sam-let belastning i nettet og desto høyere blir effek-tetterspørselen.

Elbilforeningen har utført en undersøkelse avmedlemmenes ladevaner som viser en relativtjevn ladeprofil over døgnet. Mange lader bilenbåde på jobb og hjemme, og selv om aktiviteten erhøyest mellom 18.00 og 04.00, viser undersøkel-sen at det er langt fra «alle» som drar på jobbkl.08.00 og kommer hjem kl.17.00. Dette betyr atsamladingseffekten ikke nødvendigvis trenger åbli så høy.

NVE har utarbeidet scenarioer for ulike nivåerpå antall elbiler per husholdning, effekt og sam-


lading. Med tilnærmet full elektrifisering, middelshøy lagringseffekt og et forbruksmønster som føl-ger funnene til elbilforeningen, tyder analysene påat effektetterspørselen kan begrenses til et nivåsom distribusjonsnettet tåler.

Usikkerheten om fremtidig forbruksmønstreer stor. Situasjoner med høyere belastning kan

forekomme, spesielt i enkelte perioder der samla-dingseffekten er stor. I årene fremover vil detkomme på plass andre teknologiske løsninger ogutbedringer av distribusjonsnettet som kan bidrapositivt til utviklingen, jf. kap. 11, for eksempelAMS.

Figur 10.8 Etterspørsel og tidsoppløsning.

Kilde: NVE

MW MW

h

0 1 2 0 1 2

h

Etterspørsel Produksjon


11 Ny teknologi i det norske kraftsystemet

11.1 Innledning

Norge har alltid ligget langt fremme i å ta i brukny teknologi i kraftsystemet. I løpet av de sisteårene har det skjedd en stor teknologisk utviklingsom delvis henger sammen med den økende digi-taliseringen av samfunnet. Denne teknologiskeutviklingen kan bidra til å løse utfordringer i kraft-systemet på en effektiv måte. Ny teknologi og økttilgang på informasjon gir muligheter for kost-nadsbesparelser, økt forsyningssikkerhet og mereffektiv energibruk.

Kraftsystemet er i endring. Kraftforbruketutvikler seg til å bli mer energieffektivt, men mereffektkrevende. Nye produkter og nye bruksom-råder gjør at forbruket varierer mer over tid, medhøyt forbruk i korte tidsrom. Andelen kraftpro-duksjon fra fornybare, uregulerbare teknologierøker. Endringer i produksjons- og forbruksmøn-stre vil ha stor betydning for driften av nettet, ogfor investeringene som skal gjennomføres.

Nye teknologiske og markedsmessige løsnin-ger kan legge til rette for et mer effektivt og fleksi-belt system, som over tid kan redusere behovetfor nettinvesteringer. Systemets evne til å hånd-tere endringer på kort og lang sikt avhenger bådeav de fysiske anleggene, IKT-utstyret og markeds-systemene.

Økt bruk av IKT og avanserte styrings-systemer, som AMS (avanserte måle- og styrings-systemer), er viktige eksempler på bruk av ny tek-nologi i strømnettet. Slike systemer kan sikre enmer effektiv utnyttelse av kraftsystemet, mulighe-ter for rask feilretting, bedre overvåkning og sty-ring av nettet og et redusert investeringsbehov.

Også for brukerne av nettet vil den teknolo-giske utviklingen gi nye muligheter. AMS vil gjøredet enklere å følge med på eget forbruk av energiog effekt, og tilpasse forbruket til prissvingninger.AMS vil også gjøre det enklere for sluttbrukeresom ønsker å produsere egen strøm å levere over-skuddskraft inn på nettet (plusskunder). Elhublegger til rette for at også kundene i et boligsel-skap kan gå sammen om å installere kraftproduk-sjon og bli plusskunde. Hele produksjonen i bolig-selskapet fellesavregnes og fordeles på abonnen-

tene. På den måten får boenhetene i boligselska-pet alle fordelene ved å være plusskunde.

Det er forventet at utviklingen av ny og bedreteknologi for lagring vil øke det tekniske potensia-let for utnyttelse av uregulerbare energikilder,øke kapasitetsutnyttelsen i eksisterende nett, ogbidra til å redusere behovet for oppgraderinger.

Utvikling av lokale produksjonsteknologier ogbatterier, smarte styringssystemer og mer effektivbruk av energi vil til sammen påvirke fremtidensenergisystem på en måte det er vanskelig å sik-kert anslå i dag.

11.2 Bruk av IKT i nettet

IKT er allerede et viktig verktøy i driften av kraft-systemet. I driften av transmisjons- og regional-nettet benyttes IKT og avanserte kontroll-systemer. Bruken av IKT for overvåkning, styringog kontroll av kraftnettet er samlet i driftskontroll-systemer, og kraftforsyningen har i en årrekkebenyttet IKT-baserte systemer for å fjernstyreanlegg for kraftproduksjon og nett. Overgangen tilIKT-basert overvåkning og styring av energiforsy-ningen har gitt store effektivitetsgevinster for sel-skapene.

Driftskontrollsystemene gjør det mulig fornettselskapene å overvåke tilstanden i nettet og iproduksjonsanleggene i sanntid. Ved feil, utfall ellerandre hendelser kan operatørene på driftssentralenumiddelbart ta tak i problemet, for å gjenopprettestrømforsyningen raskt eller å utbedre feilen.

Hittil har digitalisering av data og sammenkob-ling av driftskontrollsystem og andre systemervært forbeholdt transmisjons- og regionalnettet,men det er nå en utvikling hvor dette blir mer van-lig også i distribusjonsnettet.

Det er viktig at nettselskapene bidrar medkompetanse og deltar aktivt i utviklingen av kraft-systemet. For å stimulere nettselskapene til øktdeltagelse i FoU-aktiviteter som kan bidra til enmer effektiv drift, utnyttelse og utvikling av strøm-nettet, har NVE etablert en FoU-ordning i inn-tektsrammereguleringen. Ordningen innebærerat nettselskapene gis full kostnadsdekning for


FoU- og demonstrasjonsprosjekt som oppfyllervisse kriterier. Kostnadene finansieres over nett-leien.

Teknologi i transmisjonsnettet

Bruk av teknologi i transmisjonsnettet for å samleinn og analysere informasjon, og for å automati-sere prosesser, er avgjørende for å kunne driftenettet på en effektiv og sikker måte. Etter hvertsom kompleksiteten i driften øker som følge avflere desentrale aktører og utenlandsforbindelser,vil slike løsninger bli stadig viktigere.

Et IKT-basert driftskontrollsystem består avdriftssentraler, datautstyr, nettverkskomponenter,infrastruktur for samband og signalføring og alletyper systemvern. De aller fleste nettselskaper ogalle kraftprodusenter tilknyttet transmisjons- ogregionalnettet har i dag driftskontrollsystem forovervåkning og fjernstyring av anleggene.

For å håndtere uforutsette hendelser trengerkraftsystemet tilstrekkelig med reserver. Tidli-gere var det hovedsakelig to typer reserver;manuelle reserver og automatiske (primær)reserver. I 2008 tok Statnett initiativ til et fellesnordisk arbeid for å utvikle automatiske sekun-dærreserver, se boks 11.3. I dag er det kun pro-duksjonsanlegg som deltar i markedet for sekun-

dærreserver, men markedet er åpent for delta-gelse fra forbruk. For at en aktør skal kunnelevere reserver må det finnes kontroll- og sty-ringssystemer som sørger for at produsenten ellerforbruksenheten får signal om hva slags regule-ring som skal skje. Dette krever en direkte kob-ling mellom nettselskapets driftssystem og sty-ringssystemene for de aktuelle kraftprodusenteneeller forbruksenhetene.

Innføring av AMS i distribusjonsnettet

De nye strømmålerne som alle nettselskapeneskal installere hos kundene innen 1. januar 2019,kalles avanserte måle- og styringssystemer(AMS).1 AMS registrerer strømforbruket automa-tisk hver time, og sender informasjonen til netts-elskapet en gang i døgnet. Med AMS blir det der-for slutt på manuelle avlesninger og innrapporte-ringer til nettselskapet. Hyppige og automatiskeavlesninger betyr at datakvaliteten vil øke. Dettegir mer korrekte strømregninger og nyttig infor-masjon til både strømkunder og nettselskaper.

Boks 11.1 Smart systemdrift

Statnett bruker system- og frekvensvern for åøke overføringskapasiteten i nettet, redusereavbruddsomfang ved enkeltutfall og hindrelokalt nettsammenbrudd.

Systemvern er en fellesbetegnelse på for-håndsdefinerte koblinger som utløses automa-tisk ved utfall av linjer eller transformatorer,eller hvis uønskede frekvens-, spennings- ellerstrømgrenser nås. Systemvern omfatter blantannet frakobling av forbruk og produksjon.

Frekvensvern brukes for å redusere risikofor nettsammenbrudd ved produksjonsbort-fall. Dette er automatiske utkoblinger som iførste rekke kobler ut alminnelig forbruk.Totalt er om lag 30 prosent av norsk forbruktilknyttet slike vern. I dag er denne type fre-kvensvern ofte i en manuell løsning. Etterhvert som stasjoner også i distribusjonsnettetgjøres tilgjengelig for systemansvarligesdriftssystem, vil det være mulig å videreutvi-kle bruken av frekvensvern.

1 Kravet om innføring av AMS er fastsatt i forskrift av11. mars 1999 (nr. 301) om måling, avregning og samord-net opptreden ved kraftomsetning og fakturering av nettje-nester.

Boks 11.2 Sanntidsinformasjon gir et smartere transmisjonsnett

Mer og bedre sanntidsinformasjon er avgjø-rende for smartere drift av kraftsystemet.Både fysisk infrastruktur og kommunikasjons-løsninger må utvikles for å nå dette målet. Eteksempel på en slik infrastruktur er PhasorMeasurement Unit (PMU). Dette er et måle-instrument som gir en kontinuerlig strøm avmålinger med ekstremt høy og nøyaktig opp-løsning. Målingene fra PMUene gir raskereog mer nøyaktig informasjon om kraftsys-temet, og kan bli en viktig brikke for å driftekraftsystemet smartere i fremtiden.

De fleste av bruksområdene for PMU-tek-nologien er fremdeles på forsknings- ogutviklingsstadiet. Statnett har i dag rundt20 PMUer installert i transmisjonsnettet, ogdata fra disse brukes for å støtte opp underFoU-aktivitet. Det arbeides også med fellesnordiske prosjekter for bruk av PMU-målin-ger.


Innføring av AMS bidrar til nødvendig moder-nisering av distribusjonsnettet. Bruk av AMS vil ginettselskapene langt mer nøyaktig informasjonom tilstanden i nettet. Informasjonen kan brukestil å drifte og dimensjonere nettet mer effektivt.

AMS åpner for enklere og mer effektiv nett-drift. Målerne som skal installeres må oppfylle etsett med funksjonskrav gitt i forskrift. Utover deforskriftsfestede kravene, er det opp til nettselska-pene selv å vurdere behovet og velge løsninger utifra lokale forhold og tilstanden i nettet. Det erikke nødvendigvis de samme løsningene som vel-ges i alle distribusjonsnettene.

I mange tilfeller vil det være mulig å oppgra-dere AMS-målerne til å ivareta ny funksjonalitet.Flere AMS-leverandører tilbyr «påbygning» tilmer avanserte målinger. Innrapporteringer tilNVE viser at nettselskapene gjerne velger måleresom kan oppgraderes med tilleggsfunksjoner.Flere nettselskap har opsjoner på dette i sine leve-randøravtaler. Slike avtaler gjør det mulig å brukeAMS til å møte fremtidige behov som ikke kanidentifiseres fullt ut i dag.

Data fra AMS om forbruk, last, strømmålingerog spenningsmålinger gjør at nettselskapene kanutføre mer presise nettanalyser til bruk i planleg-ging og drift av nettet. Bedre oversikt over når

ulike deler av nettet er hardt belastet, og hvordanlasten fordeler seg, vil være et viktig underlag inettplanleggingen.

Ringeriks-Kraft Nett AS, som var tidlig utemed sin AMS-utrulling, opplyser at de har erfartat daglig innsamling av måleverdier bidrar til etmer korrekt investeringsgrunnlag. Ringeriks-Kraft Nett AS kan allerede vise til sparte investe-ringer og reduserte driftskostnader som følge avAMS-investeringen.

AMS legger til rette for kommunikasjon medeksternt utstyr. Dette innebærer at AMS girmulighet for etterspørselsfleksibilitet, enten ved aten tjenesteleverandør installerer en styringsløs-ning som fjernstyrer forbruk, nettselskapet fjern-styrer forbruk, eller ved at strømkunden selv sty-rer forbruket basert på informasjon og tilbakemel-dinger. Med AMS kan derfor tilbudet av etterspør-selsfleksibilitet øke.

Enkelte typer effektkrevende apparater kanvære kilde til at det oppstår spenningsvariasjoner isvake distribusjonsnett. Gjennomstrømningsbere-dere for varmtvann, høytrykksspylere og enkeltetyper varmepumper er eksempler på dette. AMS-målere med funksjonalitet for å registrere spen-ning gir bedre muligheter til å overvåke kvaliteteni nettet, og til å planlegge nødvendige tiltak.

Spenningsmålinger fra AMS kan gi bedreoversikt og kontroll med situasjonen i lavspen-ningsnettet. I dag oppdager nettselskapene feilførst ved varsling fra kunde. Da kan kundene alle-rede ha erfart både havari på elektriske apparaterog utstyr, og i ytterste konsekvens brann ellerbranntilløp. Spenningsovervåkning ved hjelp avAMS kan bidra til å forhindre dette. Registreringav avbrudd gir nettselskapet mulighet til å raskereoppdage og rette feil. Ved jordfeil må nettselska-pene i dag gjerne sende ut letemannskap, somkan bruke lang tid på å lokalisere feilen. Medavdekking av jordfeil via AMS kan feilen måleseksakt uten å bruke tid på feilsøking og utryk-ning.

AMS skal kunne bryte og begrense effektutta-ket i det enkelte målepunkt. Bryterfunksjonenkan være en viktig komponent i situasjoner sommedfører behov for rasjonering. Dersom rasjone-ring skal utføres i dag, eksempelvis i en bered-skapssituasjon, vil det innebære fullstendig utkob-ling av område for område. Med bryterfunksjo-nen kan prioriterte målepunkt i et område unntasslik at kunder med særskilte behov fremdeles kanha tilgang på elektrisitet. Av sikkerhetsmessigeårsaker er det per i dag kun lov til å bryte en og enkunde. Masseutkobling kan medføre uforutsettekonsekvenser, og det trengs mer kunnskap om

Boks 11.3 Hasle-piloten

Som en del av en felles nordisk markedsutvik-ling har Statnett og Svenska Kraftnät (SvK)arbeidet med et pilotprosjekt om utveksling avautomatiske sekundærreserver over Hasle-forbindelsen mellom Norge og Sverige.

Automatiske sekundærreserver fungererved at et signal sendes fra systemansvarlig tilleverandøren av reservene, hvorpå produksjo-nen i anlegget automatisk endres. Responsti-den for disse reservene er 120–210 sekunder.

Hovedfokus for arbeidet har vært å få fremde samfunnsøkonomiske gevinstene vedutveksling av sekundærreserver mellom lan-dene, samt å få kunnskap om behov for utvik-ling av IKT og felles nordiske rutiner i en per-manent utveksling av sekundærreserver.

Utveksling av reserver er viktig for å redu-sere de totale nordiske kostnadene ved kjøpav reserver, og dermed øke det samfunnsøko-nomiske overskuddet, samt å legge til rette forat vi får mer reserver tilgjengelig i det nor-diske systemet.


dette før brytefunksjonen kan benyttes til rasjone-ring.

Elhub

Innføring av timesavlesning for alle innebærerenorme mengder data. For å håndtere dette på enmest mulig effektiv måte arbeides det med åutvikle en sentral løsning for datalagring. Statnetthar fått ansvaret for utviklingen av denne løsnin-gen, som har fått navnet Elhub, se figur 11.1.Elhub skal være ferdig utviklet og settes i drift 20.februar 2017.

I dag er nettselskapene ansvarlig for distribu-sjon av måleverdier til kraftleverandører, leveran-dørbytter, opphør av levering samt sammenstil-ling til balanseavregning og avviksunderlag.Elhub vil overta disse oppgavene og kraftleveran-dører får enklere tilgang til alle sine kundersmåledata fra ett sted. Tredjepartsaktører, som foreksempel aggregatorer og energitjenesteselskap

som tilbyr overvåknings- og styringstjenester, vilkunne hente ut måleverdidata, etter først å ha inn-hentet godkjenning fra sluttkunden.

Personvern og IKT-sikkerhet i AMS og Elhub

Både AMS og Elhub er viktige tiltak for å legge tilrette for en mer effektiv kraftforsyning. Samtidiginnebærer hyppige avlesninger av strømforbru-ket, samt økt datautveksling og -lagring, økt opp-merksomhet om personvern og IKT-sikkerhet.Det er et viktig prinsipp at strømkunden eier sineegne måledata, og bestemmer hvem som skal fåtilgang til disse dataene.

Nettselskapene har ansvaret for å ivareta sik-kerheten knyttet til AMS. For å hindre misbruk avdata og uønsket tilgang til personopplysninger ogstyrefunksjoner, stilles det strenge krav til netts-elskapene og til Elhub. Eksempler på krav er obli-gatorisk kryptering av meldingsutvekslingen medElhub, sikker tilgangskontroll og styringssystem

Figur 11.1 Slik fungerer Elhub.

Kilde: Elhub

«I dag snakker alle med alle»

1 A

B

C

D

2

3

4

... ...

NETTSELSKAP KRAFTLEVERANDØR

MÅLEVERDIERGRUNNDATA

SLUTTBRUKER INFO.

BYTTEFLYTTE

AVREGNINGSDATA

NETTSELSKAP KRAFTLEVERANDØR

«Alle snakkermed en datahub»

1 A

B

C

D

2

3

4

... ...


for sikkerhet i Elhub. Nettselskapene må entenstille krav til at kommunikasjonsløsningen i AMSskal foregå i et lukket nett, eller være kryptert.Nettselskapene må sørge for sikker tilgang til kri-tiske styrefunksjoner som bryterfunksjonen iAMS. Det vil si fjernstyring av strømtilførsel franettselskap. Dersom det er kobling mellom AMS-løsningen og driftskontrollsystemet, skal AMS-løsningen oppfylle krav i beredskapsforskriften.NVE har også utarbeidet en veileder til sikkerhet iAMS som skal oppdateres.

AMS skal leveres med et åpent lesegrensesnittsom gjør at kommersielle tjenesteleverandørerkan tilby tjenester som utnytter AMS-måleren.NVE har, sammen med Norsk ElektrotekniskKomite (NEK), tatt initiativ til en nasjonal anbefa-ling om tilgang til ulike data i det åpne lesegrense-snittet. Anbefalingen tenkes brukt når kommersi-elle tjenesteleverandører, som for eksempel tilbyrformidlingsløsninger via app, display eller smart-husløsninger, kobles til AMS. Det anbefales at detåpne lesegrensesnittet skal være slått av vedinstallasjon fra nettselskap, og at strømkundeneselv aktivt må godkjenne at informasjonsstrøm-men blir aktivert.

Ved utvikling av tilleggstjenester og andremuligheter som følger av AMS og Elhub må hen-synet til nøytralitet ivaretas. Eksempelvis vil detvære krav om separate kunde- og måleverdidata-baser for nettselskap og kraftleverandør fra 1.januar 2019.

11.3 Brukere av nettet

Innføring av AMS vil også bety store endringer forstrømkundene. Med dagens ordning med manu-ell, periodisk avlesning og profilavregning ettergjennomsnittspriser, har strømkundene verkenden nødvendige informasjonen, eller insentivene,til å være aktive og bevisste strømforbrukere.AMS legger til rette for at det blir enklere å følgemed på forbruk og strømpriser. Dette kan gi kun-dene økt bevissthet og insentiver til energieffekti-visering. Kundene vil i større grad kunne tilpassestrømforbruket etter variasjoner i strømprisen, ogmuligheten for timeavregning vil gjøre at kundenekan realisere gevinsten ved en slik tilpasning.AMS åpner også for en rekke tilleggstjenester,blant annet tjenester knyttet til energisparing ogstyring.

11.3.1 Etterspørselsfleksibilitet

Det norske kraftsystemet er i dag ganske fleksi-belt. Kraftsystemet blir i hovedsak balansert vedhjelp av store kraftprodusenter med vannmagasi-ner. Store sluttbrukere tilbyr også fleksibilitet,blant annet gjennom direkte deltakelse i day-ahead- og intradagmarkedet, balansemarkeder ogandre ordninger.

Når en økende andel av kraftproduksjonenskjer med fornybare uregulerbare teknologier,samtidig som kraftforbruket blir mer effektkre-vende, kan behovet for fleksibilitet øke. Da kandet også bli lønnsomt å i større grad utnytte fleksi-biliteten til mindre sluttbrukere i distribusjonsnet-tet. Ny teknologi gjør at også etterspørselsfleksibi-litet fra mindre sluttbrukere kan bidra til å balan-sere kraftsystemet, gjennom intradag- og day-aheadmarkedet og balansemarkedene.

Det fremtidige behovet for etterspørselsfleksi-bilitet er imidlertid usikkert, og vil blant annetvære avhengig av kostnader, tilgjengelighet ogpålitelighet. Samtidig må eventuelle barrierer fjer-nes slik at etterspørselssiden kan tilby fleksibilitetpå like vilkår som andre fleksibilitetsressurser.

Etterspørselsfleksibilitet kan også spille enrolle mer lokalt i nettet. Behov for økt nettkapasi-tet i distribusjonsnettet møtes i dag hovedsakeliggjennom utbygging av nett, på tross av at kapasite-ten ofte bare er anstrengt i et fåtall timer i løpet avåret. Etterspørselsfleksibilitet kan muliggjørebedre utnyttelse av eksisterende nett, og i noen til-feller utsette eller redusere behovet for nye nettin-vesteringer.

For å kunne bidra med fleksibilitet må aktørenha mulighet til å regulere eller erstatte sitt energi-og effektforbruk. Ny teknologi legger til rette forat etterspørselssiden kan få et mer aktivt forholdtil sitt strømforbruk. For eksempel kan en del for-brukslaster flyttes til andre tider på døgnet uten atdette i særlig grad påvirker brukerens komforteller næringsvirksomhet. I fremtiden vil mangeapparater også kunne innstilles slik at de automa-tisk agerer på for eksempel prissignaler eller last-forhold i nettet.

Innføring av AMS vil kunne gi strømkundenehyppigere og mer detaljert informasjon om strøm-prisene. I tillegg vil nettselskapene få flere alterna-tive måter å fastsette nettleien på. Timesverdierfra AMS gjør at nettselskapene kan utforme netta-riffer basert på kundens effektuttak. Prising aveffekt kan gi signaler om kapasiteten i nettet og giaktørene insentiver til å flytte eller redusere for-bruk. Dette kan gi et jevnere forbruksmønster ogredusere makslasten.


For å oppnå en effektiv ressursutnyttelse børde som tilbyr og etterspør fleksibilitet møtes på enfelles markedsplass. Da blir de billigste ressur-sene utnyttet først og benyttet av aktørene medhøyest betalingsvilje, og ulike typer fleksibilitets-ressurser konkurrerer på like vilkår. De eksis-terende markedsplassene i kraftsystemet ereksempler på nettopp dette. Samtidig bør manover tid vurdere muligheter for og nytten av å opp-rette nye eller videreutvikle eksisterende mar-kedsløsninger.

På grunn av krav til minimum budstørrelse forå delta i for eksempel regulerkraftmarkedet, kandet være vanskelig for mindre aktører å delta ivisse markeder. En løsning på dette er selskapsom representerer flere husholdninger og/eller

virksomheter, og aggregerer deres tilbud av flek-sibilitet og tilbyr den videre i markedene. Et sliktselskap kalles gjerne en aggregator. Forordningersom nå vedtas i EU stiller krav om at systemopera-tører og fremtidige markedsløsninger legger tilrette for etterspørselsfleksibilitet.

11.3.2 AMS og energieffektivisering

Innføring av AMS vil legge til rette for at strøm-kundene kan nyttiggjøre seg av informasjon omeget energibruk. AMS gir mulighet for kjøp av til-leggstjenester, for eksempel ulike typer formid-lingsløsninger som synliggjør energibruk og -kost-nader gjennom et display, mobilapplikasjoner ellerandre nettbaserte løsninger, jf. boks 11.4. Slike

Boks 11.4 Valgfrie tilleggstjenester til AMS

AMS-måleren har et åpent lesegrensesnitt somgir brukeren mulighet til å installere en rekkeulike typer tilleggstjenester.

Formidlingsløsninger

Brukeren kan installere en formidlingsløsningsom bruker sanntids og/eller historiske AMS-måledata til å visualisere elektrisitetsforbruket.Det finnes ulike typer formidlingsløsninger til-passet ulike bruksområder og brukergrupper.Felles for disse er at de gir kontinuerlig informa-sjon og tilbakemelding om elforbruk og kostna-der.

Informasjonen kan enten formidles via etenergidisplay, en appløsning på mobil eller nett-brett, eller en webportal. Brukeren kan instal-lere enkelt utstyr som overvåker energibrukentil ulike apparater i hjemmet. Forbruket kanvisualiseres med farger eller med illustrasjonerog dermed gi en bedre forståelse for kostnadeneknyttet til eksempelvis oppvarming og dusjing.

En appløsning vil kunne benyttes utenforhjemmet, slik at forbrukeren kan ha full oversiktover energibruken når han eller hun er på jobbeller på reise. Pushvarsler kan brukes for åsende nyttig informasjon, for eksempel dersomforbrukeren forlater hjemmet uten å ha slått avkaffetrakteren. Løsninger via en webportal vilkunne gi detaljert og sammenlignbar informa-sjon om historisk forbruk. En slik portal kanogså tenkes å tilby ulike tjenester, som foreksempel å analysere elforbruket for ulike perio-

der eller forutsi virkningen av ulike energieffek-tiviseringstiltak.

Styringstjenester

Til AMS-måleren kan det tilknyttes styringstje-nester som kan sende styringssignaler og alar-mer til ulike elektriske apparater i hjemmet. Detgjør det mulig å styre lys og varme, kontrollerealarmen og styre andre smarthusløsninger viaen appløsning på mobil/nettbrett eller styrings-paneler i hjemmet.

Ved å koble en styringsenhet direkte påboligens varmekilder kan ønskede temperatur-forhold forhåndsprogrammeres eller fjernstyresvia mobilen. Varmekilder kan eksempelvis set-tes i sparemodus på de tidene av døgnet hvorhuset er tomt eller fjernstyres dersom man kom-mer hjem tidligere enn planlagt.

Trygghets- og sikkerhetssystemer

Trygghets- og sikkerhetssystemer kan forbe-dres ved hjelp av data/informasjon fra AMS-måleren. Data fra flere kilder kan gjøre det let-tere for systemene å oppdage irregulær adferd ibygget, og dermed gi beskjed til eier. Unormaltstrømforbruk hos en hjelpetrengende som borhjemme kan også være viktig informasjon tilhjemmehjelpstjenesten. Data fra AMS-målerekan dermed bidra til å øke kvaliteten/styrken iandre tjenester.


formidlingsløsninger kan være en kilde til læringom eget forbruk og forbruket til ulike apparater ihuset. Bedre synliggjøring av strømforbruk,gjerne sammen med automatisert styring av elek-triske apparater, kan redusere forbruket av strøm.

Rådgivingsselskapet VaasaETT anslår at for-midlingsløsninger som viser faktisk strømforbruki sanntid kan redusere strømforbruket hos ennorsk gjennomsnittshusholdning med 11 pro-sent2. I dag finnes det kun et fåtall pilotprosjekter iNorge som har undersøkt hvilken virkning ensynliggjøring av elektrisitetsbruk har på kundersatferd.

For å øke kunnskapen om effekten av uliketyper formidlingsløsninger utlyste Enova, i samar-beid med NVE, i mai 2015 en konkurranse hvorkraftbransjen og teknologileverandører ble invi-tert til å konkurrere om delfinansiering av pilot-prosjekter. Pilotene skal i større skala enn hva

som er gjort tidligere teste ut ulike teknologier,tjenester og forretningsmodeller for formidlings-løsninger. Hensikten med konkurransen er å inn-hente kunnskap om hvilke løsninger som girhøyest mulig strømbesparelse og bidrar til øktbevissthet hos forbrukere, samt stimulere tilutvikling av markedsløsninger og tjenester somkan gi energisparing.

2 VaasaETT 2014 «Assessing the potential of energy consump-tion feedback in Norway» http://webby.nve.no/publikasjo-ner/rapport/2014/rapport2014_72.pdf

Boks 11.5 Pilotprosjektet Nord-Norge – etterspørselsfleksibilitet

og systemdrift

I 2013 startet Statnett et pilotprosjekt for åteste fysisk styring av forbrukslast via AMS.Statnett ønsket å teste om det er mulig å inklu-dere fleksibelt forbruk i distribusjonsnettet isystemdriften, gjennom bruk av AMS-tekno-logi. Bruk av etterspørselsfleksibilitet kanvære spesielt nyttig i Nord-Norge, der det erbehov for tilførsel av effektreserver ianstrengte driftsperioder. Eksisterende mar-kedsløsninger har i slike perioder ikke værttilstrekkelig for systemoperatøren for å opp-rettholde forsyningen. Statnett har samarbei-det tett med de lokale nettselskapene.

Piloten viste at last i distribusjonsnettetkan kobles ut momentant fra systemoperatøruten store negative konsekvenser for sluttkun-dene.

Piloten ble videreført i en ny storskala stu-die for nordområdet med oppstart i 2015. Hervil analyse av et større geografisk område gibedre innsikt i potensialet for fleksibelt for-bruk og nytteverdien av dette for systemope-ratøren. Det lokale nettselskapet kan ogsåutnytte dette potensialet etter retningslinjerfra systemoperatør.

Boks 11.6 AMS og prising av effekt

Effektbehovet er en viktig driver for kostna-dene i nettet siden det er effektuttaket, ikkeenergiuttaket, som er dimensjonerende fornettet. Kundens effektbelastning på nettet kanderfor være en relevant og effektiv måte å for-dele nettkostnader på. En slik prising vil ogsåkunne gjenspeile at kundens beslutninger ogforbruksmønster kan ha betydning for utbyg-ging og dimensjonering av nettet.

I dag benyttes effektbaserte tariffer ihovedsak i sentralog regionalnettet og fornæringskunder av en viss størrelse i distribu-sjonsnettet. AMS kan åpne for en mer gjen-nomgående bruk av effektbaserte tariffer idistribusjonsnettet. Det vil kunne øke de min-dre kundenes bevissthet om eget effektfor-bruk og hvordan dette påvirker kostnadene inettet. Kunder som jevner ut eget forbrukeller reduserer forbruk på tidspunkt hvorbelastningen i nettet er høy vil da kunne få enkostnadsbesparelse.

Boks 11.7 Aggregatorvirksomhet

I dag er det kun ett selskap, LOS AS, som opp-trer som aggregator i Norge. LOS tilbyr kun-der tjenester basert på aktiv styring av etter-spørselfleksibilitet og energistyring i kombina-sjon med tradisjonelle strømleveranser. Detypiske kundene er bedrifter med stort for-bruk av elektrisk kraft, men som ikke er storenok til at de prioriterer å agere selvstendig påkraftmarkedet.

LOS opptrer som balanseansvarlig fordisse kundene. I tillegg til å hjelpe kundene åminimere kostnader og forbruk kan LOSunytte kundens fleksibilitet til å skape mer-verdi i form av leveranser av tjenester tilsystemoperatøren.


11.4 IKT-sikkerhet

Kompleksiteten i energiforsyningen har økt. Påli-telige driftskontrollsystem er i dag av avgjørendebetydning for effektiv ledelse og drift, håndteringav ekstraordinære situasjoner og rask gjenoppret-ting ved utfall. Dette betyr at avhengigheten avIKT i energiforsyningen i dag er stor.

Med økt bruk av IKT er det en risiko for atantall uønskede IKT-hendelser vil kunne øke. I til-legg kan introduksjon av ny teknologi, bruk avskyløsninger eller leverandører i utlandet væresikkerhetsmessig og regulatorisk utfordrende.

Å sikre stabil drift, sørge for god IKT-sikker-het, samt å ha evne til å håndtere feil og sikker-hetshendelser vil kreve kompetent personell.Denne type kompetanse kan bli krevende for sel-skapene å ha selv, og det kan da oppstå risiko forat selskapene i for stor grad kan bli avhengig avleverandører. Det er også viktig at selskapene sig-naliserer et tydelig fokus på IKT-sikkerhet til sineleverandører. Kontinuerlig kompetansebygging iselskapene omkring IKT-drift og IKT-sikkerhet erviktig. På samme måte må også myndighetenebygge egen kompetanse for å kunne forstå risiko-bildet i forbindelse med ansvaret de har for regel-verksutviklingen.

Nye IKT-systemer og prosesser må implemen-teres på en sikker og fornuftig måte slik at energi-bransjen ikke blir eksponert for unødvendigrisiko og sårbarheter. I tillegg kan utviklingenutfordre rammene og regelverket rundt IKT-sik-kerhet. Myndighetene må derfor fortløpende vur-dere om regelverket er tilstrekkelig dekkende.NVE vil vurdere behovet for å utvikle ytterligeresikkerhetskrav i AMS, og da spesielt knyttet tilbryterfunksjonaliteten som åpner opp for fjer-nadministrering av målerne.

Strengere krav om effektiv drift har sammenmed samfunnets økende avhengighet av elektrisi-tet, styrket driftskontrollsystemenes betydning.Det har også ført til at man i stadig større grad harkoblet driftskontrollsystemene sammen medandre IKT-systemer og nettverk. Slike sammen-koblinger gjør at man kan utnytte informasjonenfra driftskontrollsystemene til planlegging, ana-lyse og reparasjonsberedskap i større grad ennfør. Selv om sammenkobling medfører fordeler iform av effektivisering, har dette også en baksidegjennom at avhengigheten til systemene og sår-barhetene i disse øker. Driftskontrollsystem harde siste årene blitt mer attraktive mål for aktørersom ønsker uautorisert tilgang, enten for å henteut sensitiv informasjon eller for å saboteresystemene. Denne sårbarheten har økt som følge

av utviklingen i retning av mer standardiserte løs-ninger. Store og moderne driftskontrollsystemblir svært komplekse, og tekniske og menneske-lige feil kan utgjøre en risiko for bortfall av drifts-kontrollsystemet. Dagens driftskontrollsystemkrever høy kompetanse for å sikre tilgjengelighetog god beskyttelse av systemene.

Energiforsyningen er samfunnskritisk infra-struktur. Selskapene er derfor underlagt et omfat-tende regelverk gjennom energiloven og forskriftom forebyggende sikkerhet og beredskap i ener-giforsyningen (beredskapsforskriften) som forval-tes av NVE. Forskriften setter strenge og klarekrav til systemsikkerhet, adgangskontroll og til-gang til kompetent personell for å sikre effektivhåndtering av feil og sikkerhetshendelser i drifts-kontrollsystemene. Sikringskravene omfatterogså krav til robust samband, siden mange sel-skap fjernstyrer anlegg over store geografiskeavstander. De viktigste driftskontrollsystemenehar krav til redundant infrastruktur som skal fun-gere uavhengig av funksjonssvikt i infrastruktu-ren til kommersielle ekomtilbydere. Dette kravethar selskapene hatt i lengre tid. Videre krever for-skriften at kraftselskapene har evnen til å over-våke og styre anleggene uten driftskontrollsys-tem.

Bestemmelsene om beskyttelse av driftskon-trollsystem i beredskapsforskriften er basert påanerkjente standarder og beste praksis i Norge ogsammenlignbare land. Selskapene i energiforsy-ningen har oppmerksomhet rundt IKT-sikkerhet,og særlig beskyttelse av driftskontrollsystem.

Det blir stadig viktigere å kunne oppdage oghåndtere IKT-hendelser raskt. I tillegg til egne for-skriftsbestemmelser om dette i beredskapsfor-skriften, tok NVE i 2013 initiativet til at bransjenopprettet et eget IKT-varslingsmiljø med kapasitettil å koordinere og håndtere uønskede IKT-hen-delser i selskapene. Statnett, Statkraft og Hafslundetablerte et samarbeid om opprettelse av enKraftCERT som skal kunne varsle og bistå vedstørre IKT-hendelser (CERT: Computer Emer-gency Response Team). KraftCERT har vært ope-rativ siden mai 2015. I dag abonnerer en rekkeenergiselskap på de IKT-sikkerhetstjenesterKraftCERT tilbyr, og myndighetene vil oppfordreflere selskaper til å vurdere medlemskap.KraftCERT vil samarbeide med alle relevante sik-kerhetsmiljø i Norge og i utlandet for å kunne inn-hente informasjon om sårbarheter og IKT-truslermot energiforsyningen.

I tillegg til samarbeid med KraftCERT harNVE tett samarbeid med en rekke tilsynsmyndig-heter og kompetansemiljøer innen IKT-sikkerhet.


NVE har også tatt initiativ til å etablere et fora forinfrastruktureiere i Norge, samt å initiere et sam-arbeid med andre tilsynsmyndigheter som haransvar innen IKT-sikkerhet. Hensikten er å bidratil informasjonsdeling mellom relevante tilsyns-myndigheter, og generelt øke kompetansen omIKT-sikkerhetsutfordringer i kritisk infrastruktur.

Den raske teknologiske utviklingen ogendringer i trusselbildet har økt behovet forforskning innenfor IKT-sikkerhet i energiforsynin-gen. NVE har igangsatt flere FoU-prosjekter knyt-tet til beskyttelse av driftskontrollsystem, AMS,og skytjenester, og samarbeider med flereforskningsmiljø i Norge om IKT-sikkerhet.

Boks 11.8 Styrking av IKT-sikkerheten i energiforsyningen

Bruken av IKT i energiforsyningen på alle områ-der innen drift, planlegging og beredskap er iutvikling. Denne utviklingen vil skyte fart medintroduksjon av AMS og Elhub, mer avansertedriftssentraler, løsninger for automatisk over-våkning og styring av ressurser i distribusjons-nettet (DMS). Hensynet til å optimalisere drift,investeringer og tjenesteutvikling, kan gi en tet-tere interaksjon mellom systemer som i dag istor grad er separate. Dette vil kreve en kontinu-erlig vurdering av rammene for innføring av nyteknologi og krav til IKT-sikkerhet. Følgendeelementer anses som viktige for å styrke IKT-sikkerheten i energiforsyningen:– Styrke samarbeidet med andre sektorer: Sam-

arbeid mellom sektorene er viktig for å hin-dre at IKT-hendelser som rammer virksom-heter i én sektor også kan ramme virksomhe-ter i en annen sektor. Videreføring ogvidereutvikling av samarbeid mellom sikker-hetsmiljøer og tilsynsmyndigheter vil derforvære viktig. Dette inkluderer utveksling avinformasjon om sårbarheter og trusler somkan true kritisk infrastruktur, samt deling avbeste praksis for håndtering.

– Økt forskningsinnsats: Det er behov for øktforskningsinnsats på IKT-sikkerhet i energi-forsyningen. Det er blant annet viktig medøkt kunnskap om sikkerhetstrusler i nye,avanserte driftskontrollsystem, og om avan-serte løsninger for automatisk overvåkningog styring av distribusjonsnettet og AMS.Videre vil det være viktig å se på behovet forgode logger for å sette den enkelte virksom-het i stand til å raskt avdekke uønsket data-trafikk og forsøk på inntrengninger.

– Økt innsats for IKT-sikkerhet i utdanningen:IKT-sikkerhet handler ikke bare om tekniskeløsninger, men også om menneskers håndte-ring av informasjon og teknologi. Evne til å

håndtere komplekse systemer på en sikkermåte må vektlegges i utdanningsløpet, både ifagutdanning, og på universitet og høgskoler.

– Kontinuerlig utvikling av regelverk: På grunnav teknologiutviklingen og et trusselbilde iendring, må kravene som stilles til IKT-sik-kerhet i bransjen vurderes fortløpende. NVEvil starte en forskriftsgjennomgang på IKT-sikkerhetsområdet, med fokus på bryter-funksjonaliteten i AMS, bruk av DMS, brukav logger, bruk av skytjenester sett opp motkravet om å beskytte sensitive data, samt for-hold knyttet til driftskontroll.

– Veiledning, samarbeid med bransjen, tilsyn ogøvelser: NVE vil videreføre sitt veilednings-program overfor bransjen og sikre bransjensevne til å forebygge sikkerhetstruende hen-delser gjennom tilsyn og øvelser. NVE vilstyrke sin tilsynskompetanse på IKT-sikker-het i energiforsyningen i takt med teknologi-utviklingen. NVE ser også behov for å oppda-tere veilederen til sikkerhet i AMS og veile-deren til beredskapsforskriften. Informasjonsom samles inn i AMS-løsningen kan øke ver-dien av andre systemer som brukes i energi-forsyningen, herunder driftskontroll-systemer og DMS systemer. Det blir viktig ågi oppdatert veiledning som understøtterinformasjonssikkerheten i et slikt fremtids-perspektiv.

NVE gjennomfører en årlig rapportering avAMS fra alle nettselskapene frem mot 1. januar2019, der nettselskapenes vurdering av ulikerisikokategorier, bl.a. IKT sikkerhet, inngår.NVE vil følge opp med jevnlig rapportering avhvordan nettselskapene vil ivareta informasjons-sikkerheten både under installasjon av AMS ogsenere i den løpende driften.


11.5 Lagringsteknologier

Utvikling av ny og bedre teknologi for lagring avenergi vil øke potensialet for utnyttelse av uregu-lerbare energikilder. Energilagring kan øke kapa-sitetsutnyttelsen i eksisterende nett, reduserebehovet for oppgraderinger, muliggjøre sesong-lagring og øke muligheten for flere energiløsnin-ger uavhengig av kraftnettet.

I dag er det lite som kan konkurrere medregulerbar vannkraft når det gjelder pris og effek-tivitet. Internasjonalt jobbes det aktivt med åutvikle alternative lagringsteknologier. Parallelltmed store kostnadsreduksjoner for solceller, utvi-kles batterier som kan bidra til at energi som pro-duseres om dagen kan lagres til senere bruk. Tek-nologiske gjennombrudd vil kunne øke potensia-let for uregulerbar produksjon, som igjen vilkunne påvirke verdien av norsk regulerbar vann-kraft.

Nye og mer effektive batterier vil på siktkunne utgjøre en betydelig energireserve. Vedbehov for å lagre større mengder energi kanhydrogen også være et alternativ. Lagring avvarme vil kunne avhjelpe kraftnettet i anstrengtesituasjoner.

Lagringsteknologier for hydrogen har høyenergitetthet og rask responstid. Det forskes myepå videreutvikling av hydrogenlagring der hoved-utfordringene er knyttet til lav systemeffektivitet,sikkerhetsaspekter og høye kostnader. Som forbatterier forventes det her å skje mye i årenefremover.

Batterier kan på sikt være et mulig tiltak for åredusere utfordringer knyttet til nettdrift somfølge av effektkrevende apparater og uregulerbarlokal energiproduksjon, som eksempelvis elbilla-dere og solceller. Hvorvidt utfordringer i nettetkan avhjelpes med batterier avhenger av plasse-ring og lokale forhold. Batterier kan være en mid-lertidig løsning, som kan utsette behovet for opp-gradering av nettet, eller fungere som et alternativtil oppgraderinger eller utbygging av nettet. Effek-ten av batterier til slike formål i Norge er i dagusikker, men det er allerede tegn til at nye løsnin-ger kommer.

Eksempelvis tas solceller, batterier og smartstyring av strømforbruk i bruk for å gi lys i Kjøla-dalstunnelen. Dette koster om lag 20 prosent avdet tilknytning til nettet ville kostet. For den nyeelektriske fergen mellom Opedal og Lavik varstrømnettet for svakt til å støtte hurtiglading. Bat-terier er derfor tatt i bruk på land. Disse ladesjevnt fra nettet, og overfører så kraften raskt tilfergen mens den ligger ved land.

Fra et brukerperspektiv vil batterier kunnefungere som en back-up ved eventuelle strøm-brudd. I tillegg vil bruk av batterier gi mulighet tilå utnytte prisvariasjoner i kraftnettet og til å lagreegenprodusert strøm fra for eksempel solceller.Med et batterisystem knyttet til solkraftanlegg påtaket kan egenprodusert strøm lagres på dagtid tilsenere bruk, slik at strømregningen reduseres ogbehovet for salg av overskytende solenergi til lavepriser reduseres. Basert på dagens strømprisermed små prisvariasjoner og dagens kostnadsnivåpå batterier og solceller, er ikke investering i bat-terier med dette formål lønnsomt for forbrukere iNorge. Innføring av AMS hos alle sluttbrukere vilåpne for nye muligheter knyttet til lagring og last-flytting.

Med en kombinasjon av solceller og batterikan man i visse tilfeller klare seg uten nettilknyt-ning. Siden vi i Norge har flere vintermånedermed lite solinnstråling, er sannsynligheten litenfor at vi vil se en utvikling mot at husholdnings-kunder i stort omfang kobler seg fra nettet, etter-som solkraft og/eller solvarme gjerne står sen-tralt i slike off-grid løsninger. I Norge vil det væremest rasjonelt å prøve ut ny batteriteknologi iutkantområder med lavt forbruk og lange tilførsel-slinjer, for eksempel i hyttemarkedet, og eventuelthos andre forbrukere som ikke allerede har til-knytning til strømnettet. Der kan batterier brukesi samspill med lokal kraftproduksjon, styrings-systemer og eventuelle andre energilagre. Videreteknologiutvikling og innovasjon internasjonaltkan bidra til at slike løsninger får større omfangog betydning. Hvordan dette kan påvirke ener-gisystemet i fremtiden er vanskelig å anslå i dag.

Elbilbatterier er en batteriressurs som alle-rede finnes i en viss utstrekning. Bilen er bare ibevegelse en liten del av tiden, og batterier er der-med ubrukt størstedelen av døgnet. Elbilbatteri-ene kan brukes som en felles ressurs for å ta nedeffekttopper i nettet. Når et batteri regnes somoppbrukt for elbiler gjenstår fortsatt 70 prosent avbatterikapasiteten. Med økt antall elbiler skapeset annenhåndsmarked for brukte elbilbatteriersom kan benyttes som batteribank i boliger eller ibatterisentraler for strømnettet.

Det finnes flere ulike tilgjengelige batteritek-nologier. De siste årene har prisen på litiumbatte-rier blitt kraftig redusert, hovedsakelig som følgeav markedet for mobiltelefoner og økt etterspørselfra elbilprodusenter. Dette har ført til rask volu-møkning og forskning med sikte på høyere kapa-sitet, lengre levetid og lavere materialbruk. Detforventes at batteriprisene reduseres ytterlige,drevet av både teknologiutvikling og økt produk-


sjonsvolum. Statkraft oppgir at prisen på litiumio-nebatterier ble halvert fra 2013 til 2014, og forven-ter en videre årlig reduksjon på 20–30 prosent de

nærmeste årene. Synkende priser vil åpne for nyebruksområder som for eksempel balansering avstørre sol- eller vindparker.

Boks 11.9 Vil bruke batterier til å stabilisere og forsterke strømnettet

Batterier for reservestrøm kan bli nyttige forstrømnettet. I prosjektet «Smart Energy StorageEnabler» utvikler Eltek AS i Drammen løsningersom vil gjøre det enklere for nettselskapene å tai bruk batterier i nettdriften.

Kjernen i konseptet er en kompakt strømom-former som lar strøm gå begge veier, i noenperioder for å lade batteriene, i andre perioderfor å tappe dem for energi. Eltek ser et stortkommersielt potensial globalt i å tilby teknologifor strømstyring som gjør energilagring merlønnsomt. Det kan åpne for at batterier bidrarmed fleksibilitet i nettdriften. For eksempel kande mange passive batteriene i telekomsektorenbli aktive komponenter i strømnettet.

Figur 11.2 Bedre og mer stabil strømforsyning.

Ved å plassere en strømomformer mellom strømnettet ogbatteriet for reservestrøm, kan batteriene bidra til bedre ogmer stabil strømforsyning, og gi eierne av batteriene nyeinntekter. Batteriene kan da gi strøm til nettet når mangebruker strøm, mens de lagrer opp overskuddsstrøm nårbelastningen er lav. (Design: Eivind Vetlesen).


12 Grunnlaget for fornybar energiproduksjon i Norge

12.1 Ressursgrunnlag og potensial for fornybar energiproduksjon i Norge

Norge har fra naturens side særlig gode vind- ogvannressurser, og tilveksten av skog gir oss etpotensial for bioenergi. Klimaet og topografien ermed på å bestemme den øvre grensen for res-sursutnyttelsen. Mørke vintre og lavt kjølebehovom sommeren gjør at Norge ikke er like godtegnet for solenergi som andre land.

Teknologi, økonomi og ulike samfunnshensynsetter begrensninger for hvor mye av potensialet

som kan realiseres til kraftog varmeproduksjon.Teknologien er i stadig utvikling, og økonomiskeforhold, som for eksempel kostnadene ved alter-nativ teknologi, endrer seg. Dermed vil de tek-nisk-økonomiske potensialene endre seg over tid.Andre samfunnshensyn, som hensynet til miljøet,er også viktige. Alle disse faktorene setter ram-mer for hvilket potensial det i praksis er aktuelt åutnytte.

Det er opp til aktørene i markedet å bestemmehvilke teknologier de skal investere i, jf. figur 12.1.Utviklingen i kraftpriser, og hvilke rammebe-

Figur 12.1 Illustrasjon – fornybar energi – fra ressurs til produksjon.

Norges fornybare energiressurser

Ikke alle ressurser kan utnyttes. Teknologi, kostnader, økonomiske rammebetingelser og overordnede hensyn til miljø og andre interesser setter en øvre grense for hvilke ressurser som kan tas i bruk.

Prosjekter satt i drift

Naturgitte forutsetninger

Omsøkte prosjekter

Prosjektspesifikke forhold fanges opp i konsesjons-prosessen. Noen prosjekter får ikke tillatelse, for eks-empel av hensyn til miljø.

Godkjente prosjekter

Ny vurdering av lønnsomhet. Faktorene som påvirkerlønnsomheten kan haendret seg fra da prosjektene ble omsøkt, og en del prosjek-ter blir ikke realisert.

Teknisk-økonomisk potensial

Forventet lønnsomhet er med på å bestemme hvilke prosjekter aktørene søker tillatelse om å få bygge.

• Forventet kraftpris• Finansieringskostnader• Produksjonskostnader• Rammebetingelser

Tekniske, økonomiske og administrative rammer

Fornybar energi – fra ressurs til produksjon


tingelser produsentene står ovenfor, er en viktigdel av beslutningsgrunnlaget, jf. kap. 10.

Innen fornybar elektrisitetsproduksjon i Norgeer vannkraft den teknologien med lavest kostnads-nivå. Deretter følger vindkraft og kraftvarmeverksom fyres med biomasse. I andre land kan kost-nadsbildet være annerledes. Vindkraft til havs, sol-

kraft og biokraftverk vurderes av NVE til å ha ethøyt kostnadsnivå, også på noe sikt. Figur 12.2viser kostnadsnivået i Norge for noen av teknologi-ene som NVE har vurdert i sin siste kostnadsrap-port.1

1 Kostnader i energisektoren. NVE rapport 2/2015.

Boks 12.1 Om beregning av potensialer og kostnader ved energiproduksjon

Potensialer

Potensialtallene som gjengis for hver teknologi idette kapittelet er basert på ulike kilder medulik grad av sikkerhet. Konsesjonsmyndighe-tene fører oversikt over konsesjonsgitte ogavslåtte prosjekter, og prosjekter som er til kon-sesjonsbehandling på ulike stadier i prosessen.Potensial utover dette er kjent gjennom uliketyper ressurskartlegging, som har betydeligusikkerhet.

Ressurskartlegginger bygger på grunnlags-data som beskriver naturressursene – hydrolo-gien, vindforholdene og solforholdene. Det erstor og varierende usikkerhet i grunnlagsdata-ene.

De hydrologiske forholdene er best kartlagt.Dette er naturlig som følge av vannkraftenslange historie, betydning for energiforsyningenog behovet for å kunne varsle og håndtere flom.Likevel er det en usikkerhet på +/- 20 prosent idataene som er lagt til grunn for ressurskartleg-gingen av vannkraft.

NVE har fått utarbeidet «Vindkart forNorge», som er basert på internasjonale model-ler sett opp mot målinger ved konkrete vind-kraftprosjekter. Produksjonsestimatene er angittmed en usikkerhet på 25 prosent.

Det finnes i dag ikke omfattende systemerfor måling av solinnstråling, slik at verdien forforventet energiutbytte per kvadratmeter er noeomtrentlige.

Kunnskapen om bioenergi stammer i hoved-sak fra landskogstakseringen, som gir et godtbilde av hvor mye biomasse som står og produ-seres i norske skoger.

Kostnader

Kostnadene ved å utnytte fornybare energires-surser er ulike, både mellom teknologier ogmellom prosjekter. I tillegg vil de samfunnsøko-nomiske konsekvensene variere. Teknologierhar ulik kostnadsprofil over levetiden. For noener kapitalkostnader viktigst, mens for andredominerer drifts- eller brenselskostnader. Overtid endres også kostnadsnivåene, blant annetsom følge av teknologiutvikling.

Kostnadsberegningene som gjengis for hverteknologi under er utført av NVE, og er basertpå kunnskap om dagens nivåer for investerings-og driftskostnader, samt levetid. Det er lagt tilgrunn en realrente i beregningene på 6 prosent.Beregningene tar ikke hensyn til variasjoner iavkastningskravene til investorene, og hellerikke til skatter, avgifter eller subsidier. Bereg-ningene tar heller ikke hensyn til forskjellermellom produksjonsteknologier når det gjelderinntektsmuligheter. For eksempel kan magasin-kraftverk regulere kraftproduksjonen og der-med oppnå en høyere gjennomsnittlig kraftprisenn uregulerbare kraftverk. Disse beregningenegir derfor ikke et svar på hvilken inntekt perkWh et energiprosjekt trenger for å kunne blirealisert.

Kostnadene er regnet ut som langsiktig ener-gikostnad (eng. Levellised Cost of Energy –LCOE), som er annuiteten av investeringskost-naden pluss driftskostnadene dividert med for-ventet årlig energiproduksjon. Den langsiktigeenergikostnaden, her bare kalt energikostnad, eregnet til å sammenligne kostnadsnivået mellomteknologier og prosjekter. Blant annet tar denlangsiktige energikostnaden hensyn til forskjel-ler i levetid (vannkraft har lang levetid, andreteknologier vesentlig kortere) og balansen mel-lom drifts- og investeringskostnader.


12.1.1 Vannkraft

Norge har spesielt gode naturgitte forutsetningerfor utbygging av vannkraft, og utviklingen avvannkraftsystemet startet allerede på slutten av1800-tallet.

Potensialet for vannkraft

Vannkraften har et teknisk-økonomisk potensialpå om lag 212 TWh/år. Av dette er 50 TWh vernetmot vannkraftutbygging. Potensialet i vernedevassdrag er imidlertid mer usikkert enn detøvrige potensialet, siden det ikke har vært natur-lig å gjennomføre like grundige undersøkelsersom i andre vassdrag.

Siden tusenårsskiftet er det bygd ut vannkraftmed en årlig produksjonsevne på over 10 TWh,inkludert kraftverk som har gjennomgått opprust-ning og utvidelse. Mye av den nye produksjonenhar kommet som små vannkraftverk uten regule-ringsmagasin.

Per 1. januar 2016 har prosjekter tilsvarende14,6 TWh fått konsesjon, er til behandling ellerunder bygging, jf figur 12.4. Utover de planlagteprosjektene, finnes det anslag på potensial for nyeprosjekter fra henholdsvis Samlet plan og NVEsdigitale kartlegging av vannkraftpotensialet.

Av prosjektene som ble identifisert i Samletplan-prosessen på 1980- og 1990-tallet gjenstår etpotensial på om lag 8,3 TWh/år i tillegg til detsom er til behandling som konsesjonssaker.

I NVEs digitale kartlegging av vannkraftres-sursene er det søkt å fange opp potensial som ikkehar vært beskrevet i Samlet plan. Potensialetavhenger av hvilken kostnadsgrense som settessom øvre tak på prosjektene. Prosjekter som harblitt identifisert i kartleggingen summerer seg til23,2 TWh/år når man inkluderer prosjekter meden investeringskostnad opp til 10 kr/kWh. Poten-sialet synker med fallende investeringsgrense.Dersom man legger til grunn en investerings-grense på 5 kr/kWh synker potensialet fra dendigitale kartleggingen til 5,7 TWh/år.

Oversikten viser at det gjenstår et potensial forvidere utvikling av vannkraften. Potensialet fornye, store vannkraftverk med reguleringsmulig-heter er imidlertid begrenset.

Små vannkraftverk byr i hovedsak ikke på nyregulerbar produksjon, mens opprustnings- ogutvidelsesprosjekter og store nye vannkraftpro-sjekter fordeler seg noenlunde likt mellom kraft-verk med og uten reguleringsmuligheter.

I tillegg til kartleggingen av energipotensialet ivannkraften, er det potensial for å øke fleksibilite-ten i den norske vannkraftproduksjonen ytterli-gere. Investeringer i økt effekt øker evnen til åprodusere kraft over kortere perioder.

Vannkraftkostnader

For vannkraft er investeringskostnaden domine-rende, og driftskostnadene er lave sammenlignet

Figur 12.2 Kostnader ved kraftproduksjon fra ulike teknologier i Norge, kroner/kWh.

Biokraftverk er representert med den mest kostnadseffektive varianten.Kilde: NVE

0,00 0,10 0,20 0,30 0,40 0,50 0,60 0,70 0,80 0,90 1,00 1,10 1,20 1,30 1,40 1,50

Biokraftverk fuktig flis (50 MW)

SolPV Frittstående (1 MW)

Vindkraft - hav (>200 MW)

Vindkraft - land (100 MW)

Vannkraft1 (<125 MW)

Bio

So

l Vi

nd

Vann

Investeringskostnader Drifts- og vedlikeholdskostnader Brensels- og utslippskostnader


med annen kraftproduksjon. I Norge er vannkraftgenerelt billigere enn alternativene, selv om det erstore variasjoner i kostnadene fra prosjekt til pro-sjekt. I henhold til rapporten «Kostnader i kraft-sektoren» (NVE) er gjennomsnittlig energikost-nad for gitte vannkrafttillatelser på 25,5 øre/kWh(ved en rente på fire prosent).

Kostnadene for vannkraft er i stor grad pro-sjektspesifikke. Det er blant annet damkostna-

dene, lengden på tunell eller rørgate, inntaketsbeskaffenhet som bestemmer investeringskostna-dene. Det er ingen tydelig sammenheng mellomkostnadsnivået per kWh og størrelse, magasin-muligheter eller andre forhold.

Virkningsgraden i vannkraftverkene er sværthøy, i de beste tilfellene over 95 prosent. Likevelarbeides det kontinuerlig med forbedringer. Selv

Figur 12.3 Norges vannkraftressurser fordelt på fylke.

Kilde: OED/NVE

GW

h/år

Under utbygging Gitt tillatelse, ikke bygd Til behandling Restpotensial

0

500

1 000

1 500

2 000

2 500

3 000

Ake

rshu

s

Aus

t-A

gder

Bus

keru

d

Finn

mar

k

Hed

mar

k

Hor

dala

nd

Mør

e og

Rom

sdal

Nor

dlan

d

Nor

d-Tr

ønde

lag

Opp

land

Rog

alan

d

Sogn

og

Fjor

dane

Sør-

Trøn

dela

g

Tele

mar

k

Trom

s

Vest

-Agd

er

Vest

fold

Øst

fold

Figur 12.4 Norges vannkraftressurser.

Kilde: OED/NVE

Utbygd 132,3

Under bygging 2,3

Har konsesjon 4,7

Til behandling 7,6

Kartlagt, under 10 MW 8,5

Kartlagt, over 10 MW 5,1

Avslått 2,0

Vernet 49,6

Potensial

25,9

Sum = 212 TWh/år


en liten økning i virkningsgraden kan gi stor øko-nomisk gevinst.

Figur 12.5 gir et bilde på kostnadene ved nyvannkraft.

Småkraft

Små vannkraftverk har installert ytelse mellom 0og 10 MW. Kategorien er ytterligere inndelt i små-kraftverk (1–10 MW), minikraftverk (100 kW–1 MW) og mikrokraftverk (0–100 kW).

NVEs kartlegginger tilsier at det fremdeles eret stort teknisk potensial for utbygging av småvannkraftverk. Det er her verdt å påpeke at enhøyere andel av konsesjonssøknadene har fåttavslag de senere årene.

Små vannkraftverk har ofte ikke regulerings-magasin, og kan derfor ikke tilpasse seg markeds-prisene.

Nærmere om store vannkraftverk

Det er kartlagt et potensial på 5,1 TWh ny, storvannkraft utover prosjekter som er til konsesjons-behandling. Av dette er mindre enn halvpartenregulerbar vannkraft.

Opprustning og utvidelser

Begrepet opprustning og utvidelse (O/U) er ensamlebetegnelse for vannkraftprosjekter knyttettil eksisterende utbygginger.

Det skilles mellom opprustning og utvidelse.Opprustning innebærer typisk utskifting av elekt-romekanisk utstyr som turbiner eller generatorer,samt tiltak for å redusere energitapet i selve vann-fallet. Det siste kan oppnås ved at tunnelene fårstørre tverrsnitt og gjøres glattere. Opprustninger i stor grad beslektet med vedlikehold. Potensia-let for ny kraftproduksjon utelukkende fra opp-rustninger er begrenset.

Utvidelser er tiltak som gjør det mulig åutnytte mer vann, enten ved å overføre vann fra til-liggende felt til eksisterende magasin eller ved åredusere flomtapene. Det siste kan oppnås ved åøke slukeevnen eller magasinkapasiteten. Det erogså vanlig å definere et prosjekt som en utvidelsedersom en lenger elvestrekning blir berørt. Detvil være tilfelle dersom inntak eller kraftstasjonflyttes for å oppnå større fallhøyde. Utvidelser vilofte kunne medføre miljøulemper på linje medhelt nye utbyggingsprosjekter.

Utvidelser representerer et større energipo-tensial i og med at kraftverket blir ombygd for åkunne utnytte mer vann eller en større fallhøyde.Ofte kan et prosjekt omfatte både opprustning ogutvidelse av et eksisterende vannkraftverk.

Boks 12.2 Om beregning av vannkraftpotensialet

Vannkraften er stedsspesifikk, avhengig avlokal hydrologi og lokal topografi. Med regule-ringsmagasin er vannkraften svært fleksibel,men uten magasiner er vannkraften somannen uregulert kraftproduksjon drevet avværet. Vannkraftpotensialet lar seg beregnenokså nøyaktig sammenlignet med andre for-nybare energikilder.

Produksjonen fra et vannkraftverk variererfra år til år, avhengig av nedbørsmengde ogfordelingen av nedbøren over året. I tillegg viltemperaturforholdene samt mengden vann imagasinene ved inngangen til året ha betyd-ning.

For å beskrive vannkraften tar man derforutgangspunkt i en tredveårsperiode, og reg-ner ut gjennomsnittlig produksjon gitt forhol-dene i disse årene (midlere årsproduksjon).Den gjeldende hydrologiske referanseperiodener 1981–2010. Denne rulleres hvert 10. år.

Figur 12.5 Kostnadskurve for vannkraft i Norge. Energikostnad i øre/KWh.

Kilde: NVE

øre/

kWh

GWh

0

10

20

30

40

50

60

70

80

90

100

0 10 000 20 000 30 000 40 000


Myndighetene har til behandling saker omopprustning og utvidelse som kan bidra med omlag 1,4 TWh/år ny kraftproduksjon. Dette er pro-duksjon som i stor grad er regulerbar. I tillegg erdet kartlagt et potensial på ytterligere 2,3 TWh/år.NVE anslår at mindre enn 10 prosent av energige-vinsten fra kjente opprustning- og utvidelsespro-sjekter kan tilskrives opprustning. De aller flesteprosjektene innebærer utvidelser i en eller annenform. Dette potensialet er inkludert i oversiktenover vannkraftpotensialet i figur 12.4.

Potensialet for ny energi fra ren opprustningav vannkraftverk som er oppgitt over er ikkeuttømmende. Grunnen er dels at opprustning somregel skjer som del av større prosjekter som inne-bærer utvidelser, men også fordi rene opprust-

ningsprosjekter kan gjennomføres uten at ener-gimyndighetene involveres. NVE har tidligeregjort analyser som konkluderer med at samletpotensial kan være i størrelsesorden 1–2 TWh/år,inkludert det som er kartlagt konkret.

Økt effekt og lagringsevne

Vannkraftverk med magasiner kan lagre energi ogprodusere kraft når behovet er størst. Dette er vik-tig for å opprettholde forsyningssikkerheten i detnorske og nordiske kraftsystemet. Omstillingen ienergimarkedene i Europa og økt utbygging avfornybar kraft i Norden har økt fokuset på norskevannkraftmagasiners rolle i å balansere ureguler-bar fornybar kraftproduksjon.

Det er teknisk mulig å gjøre vesentlig mereffekt tilgjengelig fra utbygde vannkraftverk, der-som kraftverkene bygges om og installasjonenøkes slik at energien som er lagret i magasinenekan utnyttes på kortere tid. Ombyggingene harimidlertid en kostnad som må motsvares av enbetalingsvillighet for effekt i markedet. I tilleggmå det legges vekt på miljøkostnadene.

Pumpekraft

Pumpekraftverk kan lagre overskuddsenergi itidsrom der produksjonen fra andre kilder er høy,og på denne måten hente høyere inntekter fra pro-duksjonen senere. I mange land har slike kraft-verk blitt bygd for å håndtere variasjon i forbru-ket. Det er noen pumper og pumpeturbiner iNorge. Pumpene har først og fremst blitt byggetfor å kunne pumpe vann til et høyere magasin somhar en stor fallhøyde, noe som gir et stort nettokraftutbytte. I Norge har pumping først og fremstvært brukt på sesongbasis, og ikke til å håndterekortsiktige svingninger i produksjon og forbruk.

De siste årene har utbyggingen av uregulertkraftproduksjon fra vind og sol ført til en disku-sjon om mulighetene for en større utbygging avpumpekraftverk i Norge. Også i Tyskland har detvært en interesse for muligheten for å utnyttesamspillet med Norge på denne måten.

Flere rapporter, blant annet fra NVE ogforskningssenteret CEDREN (Centre for Enviro-mental Design of Renewable Energy), har vist atdet tekniske potensialet for pumpekraft i Norge erstort.

Det har så langt vært begrenset interesse for åetablere nye, store pumpekraftverk i Norge.Hovedforklaringen er manglende lønnsomhet.Pumpekraftverk gir verdi ved å tilby fleksibilitetpå kortere eller lenger sikt, og dette har mindre

Boks 12.3 Eksempel på opprustnings- og

utvidelsesprosjekter

Hemsil 2 i Gol kommune i Buskerud

E-Co Energis vannkraftverk Hemsil 2 ble satt idrift i 1960, og utnytter fallet på 370 meter mel-lom Eikrebekkdammen og Gol. I 2005–2006ble det gjennomført en opprustning og en utvi-delse som økte virkningsgraden på det elekt-romekaniske utstyret og økte slukeevnen.Prosjektet ble vurdert av NVE til å kunne gjen-nomføres innenfor gjeldende konsesjon, ogdet ble gitt fritak fra konsesjonsbehandling.

De opprinnelige to turbinene på 42 MWhadde en virkningsgrad på 92,7 prosent da devar nye, og målinger viste at virkningsgradenhadde avtatt med 1–1,5 prosentpoeng etter 40år i drift.

I opprustnings- og utvidelsesprosjektet bledet installert to nye turbiner på 49 MW meden virkningsgrad på nær 95 prosent, og sluke-evnen ble økt fra 13,5 m3/s per turbin til 15,5m3/s. Samlet gav dette en økt produksjon på34 GWh til 537 GWh, en økning på nær 7 pro-sent. En vesentlig del av produksjonsøkningenskyldtes den økte slukeevnen, som gjorde detmulig å redusere flomtapet.

Selv etter den moderate økningen i sluke-evnen i Hemsil 2 har det vært et potensial forytterligere reduksjon av flomtap og videreutbygging av vassdraget. E-Co har fremmetplaner for et nytt kraftverk i parallell medHemsil 2. Det omsøkte kraftverket, Hemsil 3,er et utvidelsesprosjekt.


verdi i systemer som allerede har stor fleksibilitet.NVE har vurdert hvilke prisforskjeller pumpe-kraftverk trenger for å oppnå lønnsomhet, ogantyder at prisforskjeller på i størrelsesorden20 øre/kWh er nødvendig mellom tidspunktet detpumpes på og produksjonstidspunktet. Dette for-utsetter at det pumpes eller produseres kraft75 prosent av tiden. Så store og systematiske pris-variasjoner har så langt ikke vært vanlig i Norge.

12.1.2 Vindkraft på land

Norge har gode vindressurser. Sammenlignetmed våre naboland har vi generelt høyere vind-hastigheter. Vindkraft er en uregulerbar form forkraftproduksjon, som må produsere i takt med deløpende vindforholdene.

Vindkraftproduksjonen i Norge i 2015 var på2,5 TWh. Ved utløpet av 2015 var det gitt konse-sjon til over 12 TWh ny vindkraft, mens ytterligere14 TWh var til behandling. I 2016 annonserte Stat-kraft, Trønderenergi og Nordic Wind Power eninvesteringsbeslutning om en større utbygging påFosen.

Utbygging av vindkraft krever både gode vind-forhold og mulighet for å transportere inn storeinstallasjoner. I vurdering av vindkraftprosjekterer det ikke bare gjennomsnittlig vindhastighetsom er interessant, men også hvordan vinden vari-erer. De siste årene har det vært økt interesse forvindkraft i innlandet, der vindhastigheten erlavere, men jevnere.

Det er i praksis ingen teknisk eller relevantfysisk grense for hvor mye vindkraft det er mulig

å bygge ut i Norge, men økonomien og andresamfunnshensyn setter klare begrensninger.Også kapasiteten i kraftnettet er avgjørende forhvor det kan være hensiktsmessig med vindkraft.

I likhet med alle andre energikilder påvirkerogså utbygging av vindkraftverk miljøet. Utfor-dringene er særlig knyttet til arealbruk, støy, visu-elle virkninger og virkninger for fauna.

Kostnader for vindkraft

Vindkraftkostnadene er dominert av investerin-gen. Driftskostnadene er likevel høyere enn forvannkraft. Turbinkonstruksjonen står for rundt totredjedeler av investeringen. I tillegg er tilretteleg-ging av utbyggingsområdet en viktig kostnads-post. Ved sterkere vind kreves det sterkere kon-struksjoner, som gir større investeringer som måmåles mot den økte produksjonen.

De første vindturbinene ble satt opp i Norgetidlig på 1990-tallet. Siden dette har teknologienutviklet seg. Turbinene har blitt vesentlig størreog høyere, noe som gir større energiproduksjonper turbin. De nyeste vindkraftverkene i Norgehar installert turbiner med en ytelse på rundt3 MWm jf. figur 12.6. Det finnes kommersielt til-gjengelig turbiner med over dobbelt så stor ytelse.

Teknologiutviklingen innen vindkraft har gittlavere kostnader de senere årene, og det forven-tes at kostnadene vil fortsette å falle. NVE vurde-rer at vindkraft kan bygges ut med en energikost-nad på 44 øre/kWh, der driftskostnaden utgjør 15øre/kWh.

Figur 12.6 Utviklingen i turbinstørrelse på norske vindkraftverk. Lineær trend vises med heltrukket linje.

Kilde: OED/NVE (Vindkraftproduksjon 2014)

0

0,5

1

1,5

MW

2

2,5

3

3,5

1985 1990 1995 2000 2005 2010 2015 2020


Siden en stor del av kostnaden bestemmes idet globale markedet for turbiner, er det først ogfremst forskjeller i vindressursene som forklarerulikhetene i vindkraftkostnadene mellom land ogprosjekter.

12.1.3 Havvind

Norge har store havvindressurser, men det erforeløpig langt frem til at vindkraft til havs kankonkurrere med kostnadsnivået til vindkraft påland. Vindkraft til havs med bunnfaste installasjo-ner koster i dag rundt det dobbelte av vindkraft påland, men har et noe lavere kostnadsnivå enn sol-kraft og biokraft uten varmeproduksjon.

Det er bare en vindturbin i drift til havs iNorge. Dette er Statoils flytende Hywind-turbinutenfor Karmøy. Kostnadsnivået for flytende løs-ninger er høyere enn for bunnfaste, og det er van-skelig å vurdere hvor raskt kostnadene vil fallefremover.

Vindkraft til havs kan påvirke naturmangfold,fiskeriaktiviteter og andre interesser negativt. Istrategisk konsekvensutredning for havvind2 ble15 utredningsområder for havvind, både flytendeog bunnfast, kartlagt og vurdert. Ingen områderble funnet så konfliktfylte at utbygging ble frarå-det.

De utredete områdene er fordelt langs helekysten, og det er beregnet at områdene ved fullutbygging vil kunne produsere over 50 TWh årlig.Områdene utgjør bare en liten del av norske far-vann, og det totale potensialet er svært stort.

Både drifts- og investeringskostnadene blirhøyere når vindkraft skal etableres i havet, menenergiproduksjonen er ofte høyere på grunn avbedre vindforhold. For eksempel har Hywind-tur-binen hatt svært høyt energiproduksjon i forholdtil installert effekt.

NVE har beregnet at havvindkraft med bunn-fast installasjon har en energikostnad på mellom81 og 145 øre/kWh. Det store spennet og dethøye nivået illustrerer at dette er en teknologisom er under utvikling. Sammenlignet med vind-kraft på land har havvindkraft per i dag særligstørre kostnader knyttet til drift og vedlikehold, itillegg til at selve utstyret og installasjonen er merkostbar.

12.1.4 Solkraft

Det store kostnadsfallet for solkraft globalt harsatt preg på endringene i energimarkedene inter-

nasjonalt de siste årene. Det forskes intensivt påytterligere teknologiforbedringer, og det forven-tes at kostnadene vil fortsette å falle. Kostnadenevil variere fra sted til sted, på grunn av ressurssitu-asjon og lokale forhold. Noen steder i noen anven-delser har solkraft i dag kostnader på nivå medetablerte energikilder.

I Figur 12.7 vises den historiske utviklingen iprisene på fotovoltaiske solcellepaneler, der sam-menhengen mellom prisen på paneler og meng-den paneler som er produsert kommer tydeligfrem. Masseproduksjon og konkurranse girlæring og senker prisene.

Solkraft er mest gunstig i varme og solrikeland, både fordi solpanelene produserer mest nårkjølebehovet er størst, og fordi energiutbyttet frapanelene er større. Solforholdene i Norge er ikkede beste, og vi har vår høyeste etterspørsel etterenergi når det er kaldt og mørkt.

Noen forhold teller positivt for solkraft iNorge. Virkningsgraden for fotovoltaiske solkraft-anlegg er best ved lave temperaturer, og snødektelandskap vil føre mer lys til panelene enn ellers.Dette veier imidlertid ikke opp for lavere solinn-stråling.

NVE har beregnet forventet energiutbytte frasolkraft, målt i brukstimer. Dette viser hvor godesolressursene er i gjennomsnitt over året, og illus-trerer at solressursene i Sør-Norge er på nivå medandre land i Nord-Europa, med en brukstid på 740timer av 8760 timer i året. I Nord-Norge er solres-sursene dårligere, i overkant av 500 timer i året.Til sammenlikning har vindkraft ofte en brukstidover 3000 timer.

Selv om prisene på solpaneler har falt, er sol-kraft fortsatt en kostbar energiteknologi i Norge.Med norske solforhold har NVE beregnet enenergikostnad for solkraft på rundt 140 øre/kWh ide gunstigste tilfellene. Kostnaden for solkraft sti-ger jo lenger nord anlegget settes opp, og de min-ste anleggene er de dyreste.

Selv om ettermontering av små solcelleanleggpå bygninger i dag er den dyreste formen for sol-kraftproduksjon, utvikles det bygningsmaterialersom har de samme egenskapene som solpaneler.Dersom solpaneler kan erstatte andre bygnings-materialer, for eksempel takplater, vil tilleggskost-naden ved å installere solceller kunne bli vesentliglavere.

En stor del av kostnadene er installasjonskost-nader, som påvirkes av installatørenes lønnsnivå,erfaring og konkurransen i markedet. Dette for-klarer en stor del av forskjellen i kostnader mel-lom Norge og våre naboland.

2 NVE m.fl. – NVE-rapport 2012/47


Solkraft er i dag ikke lønnsom med dagenskraftpriser. NVE forventer at kostnaden for sol-kraft i Norge vil gå ytterligere ned i årene somkommer.

Potensialet for solkraft

Det anslås at norske hytter har installert rundt100 000 solpaneler, og mye av dette er installertflere år tilbake. I det siste har det blitt installert endel solpaneler som er tilknyttet kraftnettet, stortsett på tak og fasader på næringsbygg og privatbo-liger. Den samlede installerte ytelsen anslås til omlag 13 MW.

Solkraftanlegg er fleksible med tanke på plas-sering, og kan plasseres på bakken, i større par-ker eller på bygg eller andre innretninger. Slikeanlegg kan derfor egne seg godt på steder derf.eks. tilknytning til strømnettet er vanskelig. Idagdriver for eksempel solkraftanlegg mer enn 2000av fyrlyktene langs kysten. Solkraft skal også tas ibruk for å belyse den nye Kjøladalstunnelen iRogaland, der tilknytning til strømnettet er kost-bart.

NVE har gjort en beregning av potensialet der-som alt egnet takog fasadeareal på bygninger tas

i bruk til solkraft frem til 2030, etter hvert som detbygges nytt eller rehabiliteres. Basert på forutset-ninger om nybyggog rehabiliteringsraten erpotensialet i et slikt scenario 1,5 TWh årlig i 2020,noe som stiger til 3,8 TWh i 2030. Dette tilsvareren installert effekt på omlag 5100 MW. Beregnin-gen gir en indikasjon på mulig omfang av kraftpro-duksjon fra sol knyttet til bygg, selv om det ikkeer realistisk å utnytte hele dette potensialet.

12.1.5 Biokraftverk

I motsetning til det meste av fornybar kraftpro-duksjon kan varmekraftverk bygges uavhengig avden lokale ressurstilgangen fordi brennstoffet kantransporteres.

Kraftverk basert på forbrenning kan ha flereutforminger. Et hovedskille går på om kraftpro-duksjonen er basert på varmen som oppstår vedforbrenning, eller på ekspansjonen av gass sombrenner. Et annet hovedskille, som har storpåvirkning på den samlede virkningsgraden, erom kraftverket bare produserer kraft eller om detogså produserer varme. Det mest energieffektiveer å produsere både kraft og varme.

Figur 12.7 Historiske og forventede priser på fotovoltaiske moduler.

Fremskrivning av trenden for hhv. perioden 1976–2003 og 1976–2014, med to ulike fremtidsscenarier. Læringskurve for solkraft.Figuren viser historisk utvikling i kostnader sett i sammenheng med den samlede utbyggingen. Trenden er forlenget fra utviklin-gen i hhv. perioden 1976–2003 og 1976–2014. Når de fremtidige kostnadsnivåene nås er avhengig av utbyggingstakten, og dette erindikert for to av IEAs scenarier for en utbyggingstakt kompatibel med to-gradersmålet.Kilde: IEA Energy Technology Perspectives 2015

1976-2014 regresjon 1976-2003 regresjon

2-graders-mål med mye fornybar energi 2-graders-mål

Observasjonar

0,1

1

10

100

0,0001 0,001 0,01 0,1 1 10 100 1000 10000

USD

/W

GW

2025

1976

1980

1990 2000

2014

2020

2035

2030


Rene biokraftverk har lav virkningsgrad oghøye kostnader. I «Kostnader for energisektoren»beregner NVE kostnadene (LCOE) ved å produ-sere kraft fra bioenergi til å starte noe over 100øre/kWh for større anlegg. Det er ikke ventet sig-nifikante kostnadsreduksjoner.

Biokraftverk som også produserer varme, foreksempel til et fjernvarmesystem, vil ha noelavere kostnader, og kan ha en virkningsgradrundt 90 prosent. En forutsetning for de laverekraftkostnadene er at anleggene er store, noe sombegrenser potensialet for etablering i Norge.

12.1.6 Andre ressurser og teknologier

Vannkraft, vindkraft, solkraft og biokraft er de for-nybare energiteknologiene som er modne nok tilat det er mulig å drøfte potensial og kostnader.Andre produksjonsteknologier er under utvikling,og kan komme til å spille en større rolle i fremti-den. Herunder kan nevnes bølgekraft, som er vietstor oppmerksomhet i Sverige og hvor det erinteresse for utprøving langs Norges kyst. Viderehar det vært en utvikling innen produksjon avkraft fra lavtemperatur varme, der også norskeaktører er involvert. Innen kjernekraft er detforskning og utvikling på nye brensler og materia-ler som skal gi økt sikkerhet.

12.2 Verdien av de ulike ressursene

De ulike fornybarteknologiene for kraftproduk-sjon har ulike egenskaper og potensial. Ogsåevnen til å generere inntekter og eventuelle til-leggsverdier for kraftsystemet varierer. Dette fan-ges ikke opp i beregningene av energikostnaden(LCOE) som er beskrevet i kap. 12.1. Verdien avkraftproduksjonen for det norske energisystemetbestemmes av om teknologiene har egenskapersom støtter opp under kraftsystemet i periodermed med størst behov. Dette reflekteres i kraftpri-sen. Mulighetene til å skape verdi fra ulike typerkraftproduksjon vil avhenge av markedsutviklin-gen i det nordiske og europeiske kraftmarkedetog den teknologiske utviklingen.

12.2.1 Grunnlaget for lønnsom kraftpro-duksjon

Fornybarteknologiene har ulike forutsetninger for å oppnå høy pris i markedet

I hvor stor grad kraften kan produseres på tids-punkter når prisen i kraftmarkedet er høy, er

avgjørende for hvor lønnsom produksjonen er. Idag er kraftprisen i gjennomsnitt høyere om vinte-ren når forbruket er størst. På grunn av variasjon itilsiget til vannkraften og begrensninger i overfø-ringskapasitet vil også balansen mellom produk-sjon og forbruk regionalt og nasjonalt på uliketider av året være viktig. Samtidig vil en økendeintegrasjon mellom Norden og Europa gjøre atsesongvariasjonene vil bli mindre, og utviklingen ide europeiske prisene desto viktigere, jf. kap. 10.

Regulerbar vannkraft har muligheten til å til-passe produksjonen. Slike kraftverk vil dermed iløpet av et år kunne oppnå en høyere verdi på sinproduksjon enn tilsvarende mengde uregulertproduksjon. Uregulerbar vannkraft og solkraft harderimot en prisprofil som gjør at produksjonen vilvære størst på sommerhalvåret når prisene erlavest, og kraftbehovet minst, jf. figur 12.8. Vind-kraftproduksjonen følger i større grad den norskeforbruksutviklingen, med størst produksjon omvinteren. Utvikling av batteriteknologi kan på siktøke mulighetene for å lagre energi i tilknytning tilproduksjonsanlegg for uregulerbar kraft. Dettekan øke inntjeningsmulighetene, men vil ogsåmedføre økte kostnader.

Fornybarteknologiene påvirker kraftprisen og lønnsomheten til all produksjon

Uregulerbare produksjonsteknologier vil kunnepåvirke sin egen lønnsomhet ved utbygging i storskala. Jo høyere den uregulerbare produksjonenblir innenfor et område jo, mer presses priseneom det ikke finnes avsetningsmuligheter motområder med annen produksjonssammensetningeller kraftbalanse. Økt utbygging av teknologiersom solkraft, småkraft og elvekraft vil derfor bidratil å senke kraftprisene i sommerhalvåret. Dennesammenhengen kan allerede sees i kraftmarkedeti perioder med høyt tilsig og stor produksjon avuregulerbar kraft. Så sent som i 2015 falt den gjen-nomsnittlige kraftprisen til under 10 øre/kWhmellom midten av juni og midten av august.

Nedgangen i priser vil påvirke verdien av allkraftproduksjon. Reduksjonen i inntekter vil imid-lertid være størst for uregulerbar produksjon ogminst for kraftverk med høyest regulerbarhet,som har mulighet til å flytte produksjon i tid.

Storskala utbygging av vindkraft påvirker ogsåsin egen lønnsomhet, men vil ha en mindre effek-ten på kraftprisene fordi produksjonen er størstom vinteren. I vinterhalvåret er forbruket av krafthøyere, og fleksibiliteten til de norske magasin-kraftverkene gjør at variasjon fra annen produk-sjon får mindre utslag i kraftprisene.


Handel mellom kraftsystemer som er ulike gir grunnlag for inntekter

Muligheten for lønnsom utbygging av kraftpro-duksjon i Norge kan ikke vurderes isolert frakraftforsyningen i landene rundt oss. Det norskekraftsystemet er en del av et europeisk kraftmar-ked, med høy overføringskapasitet til utlandet.Tilknytningen til våre naboland påvirker hvilkeproduksjonsteknologier og -ressurser som erlønnsomme å utnytte i Norge. Kraftprisen, og der-med verdien på produksjonen, påvirkes av kraft-handelen med utlandet.

Kraftforsyningen i Europa er i dag dominert avtermiske kraftverk, til tross for en økende andelfornybar kraft. Dette er produksjonsteknologierhvor det er dyrt å regulere produksjonen opp ellerned over korte tidsrom, noe som bidrar til atandre europeiske land har mer variasjon i kraftpri-sene over døgnet enn Norge. Den norske vann-kraften har høy magasinkapasitet og stor fleksibi-litet. Produksjonen kan reguleres hurtig til lavekostnader. Dette gjør det mulig å utnytte prisvaria-sjonen hos våre handelspartnere til å skapemerinntekter. Perspektivene til 2030 tilsier øktprisvolatilitet i Europa, og økt verdi av både kort-siktig og langsiktig fleksibilitet jf. kap. 8. Dettekan gi grunnlag for økt lønnsomhet ved å byggeut regulerbar kraftproduksjon i Norge.

Større prisvariasjoner kan sammen med redu-serte teknologikostnader også gi insentiv til at det

investeres i ulike lagringsteknologier i landene vier knyttet til. Disse teknologiene må imidlertidkonkurrere mot kostnadene ved andre typer flek-sibilitet som vannkraftmagasiner eller fleksibilitetpå forbrukssiden.

Et samspill mellom flere land bidrar til at sam-funnets samlede kostnader for å løse kraftforsy-ningens oppgaver blir lavere enn om hvert landløser dem alene. Når produksjonssammensetnin-gen i de forskjellige kraftmarkedene utfyller hver-andre legger det også grunnlag for lønnsom han-del over landegrensene.

For at kraftforsyningen også i fremtiden skalløse sine oppgaver til lavest mulig kostnad er dethensiktsmessig at ulike land utvikler produksjonsom de relativt sett har de beste forutsetningenefor. Samtidig er det kraftmarkedets oppgave åsørge for at det er de mest kostnadseffektive pro-duksjonsteknologiene og produksjonsressursenesom til enhver tid blir utviklet.

12.2.2 Verdier og kostnader for kraftsystemet

Ulike typer fornybar kraftproduksjon vil ha ulikpåvirkning, og dermed ulik verdi for kraftsystemet.I beregningene av energikostnadene tas det hen-syn til investerings- og driftskostnader samt pro-duksjon, brukstid, levetid og neddiskontering, jf.boks 12.1. Dette gir likevel ikke et fullstendig bildeav alle kostnadene som produksjonen medfører ikraftsystemet som helhet. Integrasjonskostnader

Figur 12.8 Illustrasjon – ulike årsprofiler for fornybare ressurser. Prosent av årsverdi.

0

0,05

0,1

0,15

0,2

0,25

januar februar mars april mai juni juli august september oktober november desember

mån

edsv

erdi

er i

% a

v år

sver

di

Tilsig Vannkraftproduksjon Vindkraftproduksjon

Forbruk Sol - Oslo Sol - Tromsø


betegner kostnader som oppstår ved å integrereulike typer ny produksjon i et eksisterende kraft-system. Dette er illustrert i figur 13.13.

Integrasjonskostnadene kan deles opp på føl-gende måte3:– Nettkostnader avhenger av hvor mye nett som

må bygges eller oppgraderes for at den nyeproduksjonen kan komme ut på markedet.

– Profilkostnader reflekterer mangel på samsvarmellom produksjon og forbruk. Dette løses del-vis av markedet ved at kraftverk som produse-rer når behovet er høyt oppnår en høyere prispå produksjonen, men vil også påvirke hvormye det koster å kompensere for disse ubalan-sene i driften.

– Balanseringskostnader varierer med hvor forut-sigbar kraftproduksjonen er, og behovet forkortsiktig balansering, jf. omtale av markederfor reserver i kap. 3.3.1

Det finnes flere måter å kategorisere integrasjons-kostnader på, og kostnadene kan være vanskeligeå anslå for den enkelte teknologi. Kostnadene vilogså endres i takt med utviklingen av resten avenergisystemet.

Uregulert produksjon, som solkraft, småkraftog vindkraft har generelt høyere integrasjonskost-nader enn regulerbar produksjon. Kostnadene vilavhenge av produksjonsvolum, produksjonsprofilog plassering i kraftsystemet. Den regulerbarevannkraften kan tilpasses markedets og ener-

gisystemets behov, og store vannkraftanlegg haren gunstig effekt på stabiliteten i systemet.

En portefølje av ulike uregulerbare krafttekno-logier vil gi lavere integrasjonskostnader enn enstorstilt satsing på en type. Det skyldes at ubalan-sene i systemet blir mindre fordi de ulike energi-kildene er tilgjengelige til ulike tider og at dentotale produksjonen varierer mindre.

Noen ressurser har imidlertid delvis lik pro-duksjonsprofil. Dette gjelder uregulerbar vann-kraft og solkraft, som begge produserer mest omsommeren. Et annet eksempel er år med lite tilsigtil vannkraftverkene – såkalte tørrår. Tørrår er istor grad korrelert med kalde år, men også meddårlige vindår. Det betyr at vindkraft i de fleste årvil utfylle vannkraften godt, men i liten grad kanbidra til sikrere kraftforsyning i år med lite tilsig.

Nærmere om nettkostnadene til de ulike teknologiene

Strømnettet legger viktige rammer for hvilkenkraftproduksjon som kan bygges ut. På kort- ogmellomlang sikt kan noen områder ha lav nettka-pasitet, noe som setter begrensninger for hvormye produksjon som kan bygges ut. Over tid kandet eksisterende strømnettet bygges ut. En effek-tiv utnyttelse av produksjonsressursene tilsier atlokaliseringen av produksjon tar hensyn til hvordet er ledig kapasitet i strømnettet og hvor det vilpåløpe høye kostnader ved utbyggingen.

Deler av disse kostnadene bæres av utbyggerdirekte, men den største andelen dekkes av nett-selskapene og systemoperatøren, og videre slutt-brukerne av elektrisitet gjennom nettleien. Nett-kostnader er dermed en viktig bestanddel av detotale kostnadene som ikke nødvendigvis reflekte-res i en utregning av energikostnader.

Nettkostnadene varierer også fra teknologi tilteknologi. Historisk har det norske kraftsystemetvært basert på store vannkraftverk med betydeligreguleringsevne som har matet inn produksjon påhøyere spenningsnivåer. Økt tilknytning av pro-duksjon på lavere spenningsnivåer kan gi kraftsys-temet andre utfordringer enn de vi kjenner i dag.

Hvordan ny produksjon i distribusjonsnettetpåvirker spenningskvaliteten vil avhenge av nett-styrken i punktet hvor produksjonen tilknyttes. Etsterkt nett kjennetegnes blant annet av høy kort-slutningsytelse, noe som betyr at nettet håndterersvingninger i produksjon og forbruk bedre. Noentyper uregulerbar produksjon, som solkraft ognoen typer vindkraftverk, er knyttet til nettet på enslik måte at de i liten grad bidrar med kortslut-ningsytelse. Dette betyr at et kraftsystem domi-nert av solkraft vil være mindre stabilt enn et sys-

3 Kilde: IEA 2015 – Projected costs of electricity generation,kap. 10

Figur 12.9 Illustrasjon på forskjellen mellom pro-duksjonskostnad og systemkostnad.

Systemkostnader

Energikostnader

Nettkostnader

Profilkostnader

Balanseringskostnader

Integrasjonskostnader


tem dominert av større generatorer, som storregulerbar vannkraft.

Både solkraft og solvarme kan ha positiveeffekter på kraftsystemet. Solvarme vil kunnebidra til å dekke deler av varmebehovet gjennomåret, f.eks. om våren og høsten når det fortsatt ervarmebehov i bygg. Både solkraft og solvarme vilkunne gi bidrag på slutten av vintersesongen nårmagasinfyllingen vanligvis er på det laveste.

Solkraft produserer mest i sommerhalvåretnår forbruket er som lavest og det er stort over-skudd på kraft. Døgnprofilen for solkraft er ogsåtil dels i motfase til forbruksprofilen. Fordi nettetuansett må dimensjoneres for de kaldeste vinter-dagene og sol gir lite virkning på kalde vinterda-ger, vil solkraft og solvarme i liten grad bidra tilreduserte nettinvesteringer.

12.3 Grunnlaget for ny kraftproduksjon frem til 2030

Norge har store fornybare energiressurser og deter fremdeles store muligheter for videreutviklingav disse. Økt utnyttelse av gjenværende fornybarenaturressurser bør realiseres basert på markeds-utviklingen og ut ifra et krav om samfunnsøkono-misk lønnsomhet. I alle energiprosjekter er det en

avveining mellom miljøkonsekvenser og energi-produksjon. Miljøkonsekvensene må vurderes ihvert enkelt prosjekt, og er en viktig del av beslut-ningen om det er grunnlag for ny produksjon.

Det er ikke bare aktører med nye produk-sjonsprosjekter som står overfor investeringsbe-slutninger. Dette er vurderinger som også gjøresfor eksisterende anlegg. Den største utbyggingenav vannkraft fant sted i perioden etter krigen ogfrem mot slutten av 1980-tallet. Reinvesteringer erderfor en stadig mer aktuell problemstilling.

Det er teknisk mulig å øke den fornybarekraftproduksjonen i Norge svært mye på lang sikt.Konsesjonsbehandlingen har de siste årene skaptrom for en vesentlig utbygging også på kort sikt.

Mulighetene til å realisere lønnsom fornybar-produksjon til 2030 er i stor grad avhengig av denvidere utviklingen av kraftprisene i Norden og iEuropa, og mulighetene til å skape inntekter frasalg av andre tjenester, for eksempel balanse- ogsystemtjenester. Ulike produksjonsteknologierskiller seg fra hverandre når det gjelder egenska-per, miljøkonsekvenser, kostnader, levetid ogkostnader ved integrasjon i energisystemet, jf.omtale tidligere i kapitlet.

Potensialet for de ulike fornybarteknologienekan oppsummeres på følgende måte:

Tabell 12.1 Forenklet oversikt over fornybare kraftteknologier.

Produksjonsprofil over året Fleksibilitet – evne til å produsere ved behov

Vannkraft med magasiner

God. Tilsiget kommer mest om sommeren, men magasinene gjør det mulig å produ-sere hele året.

God. Svært fleksibel med tanke på produksjon over året, i løpet av en uke, men også i løpet av sekunder.

Vannkraft – uregulerbar

Mindre god. Tilsiget varierer, men kommer mest om sommeren, når behov og priser er lave.

Ikke fleksibel, i likhet med andre uregulerbare teknologier.

Vindkraft Ganske god. Tilgangen på vind er ganske jevn over året, og noe høyere om vinteren.


Havvind Ganske god. Tilgangen på vind er ganske jevn over året, og noe høyere om vinteren.


Solkraft Mindre god. Lite eller ingen produksjon om vinteren. Solinnstrålingen er størst om sommeren, når behov og priser er lave.


Biokraftverk God. Varmekraftverk kan produsere ved behov, brensel er tilgjengelig hele året.

Ganske god. Varmekraftverk kan regulere produksjonen over året, uken og timen.


– Vannkraft er fortsatt den billigste fornybareenergiteknologien i Norge, og det er fortsatt etpotensial for videre utnytting.

– Det er et begrenset potensial for nye, storevannkraftprosjekter med magasiner som kanbidra til regulering av kraftsystemet. Det finnesimidlertid et potensiale for å øke fleksibilitetenytterligere gjennom investeringer for å økeeffekt i eksisterende kraftverk.

– Den vesentligste delen av potensialet for opp-rustning og utvidelser ligger i utvidelsene,altså å utnytte en større del av tilsiget eller åoverføre vann fra tilliggende vassdrag. Potensi-alet for utvidelsesprosjekter er også noebegrenset.

– Vindkraft er i dag den nest billigste fornybareenergiteknologien. Kostnadene er fallende, ogNorge har gode vindkraftressurser. I dagensmarkedssituasjon er lønnsomheten likevelutfordrende, selv med inntekter fra elsertifika-tordningen.

– Havvindkraft har et høyt kostnadsnivå, men erlikevel på nivå med solkraft.

– Solkraft har et høyt kostnadsnivå. Det billigsteer å bygge frittstående kraftverk. Selv med enmassiv satsing på solkraft på bygninger, der altegnet areal ved nybygg og rehabilitering utnyt-tes, vil det kun gi et relativt beskjedent bidragtil norsk energiforsyning frem mot 2030.

– Biokraftverk er kostbart, men forholdet forbe-dres dersom kraft og varme produseres isamme anlegg.

12.4 Fornybare energiressurser til varme- og transportformål

12.4.1 Bioenergi

Bioenergi spiller en viktig rolle i norsk energifor-syning, og det tekniske potensialet for å høste merbioenergi og å bruke mer bioenergi er stort. Detårlige forbruket av bioenergi økte fra 10 TWh i1990 til 18 TWh i 20124.

Bioenergi er fleksibelt på flere måter. Det kantransporteres uavhengig av kraftledninger ogfjernvarmenett, og det er også et internasjonaltmarked for ulike typer bioenergi. Bioenergi kanogså som regel lagres og settes inn når det trengs.Videre kan bioenergi brukes både til varme- ogkraftproduksjon, i tillegg til at det i flytende formeller som gass kan brukes i transport.

Det er mest rasjonelt å bruke fast bioenergi tiloppvarming, da det er kostbart å bygge rene bio-

kraftverk. Noe biomasse egner seg best konver-tert til biogass eller til flytende brensler.

Skogen står for det meste av potensialet forøkt høsting av bioenergi i Norge. Det hogges idag vesentlig mindre enn den årlige tilveksten,noe som betyr at norske trær hvert år binder storemengder karbon som tas opp fra atmosfæren.

Teknisk sett er det rom for økt uttak av skog tilbioenergiformål. Noe av potensialet finnes i øktuttak av greiner og topper, som til en viss grad leg-ges igjen i skogen i dag. Økonomien i økt uttak eren barriere. Det er ikke etterspørselen etter bioe-nergi som driver hogstaktiviteten i norske skoger,men hogst av tømmer til trelastindustrien.

Bioenergiressursene som finnes i ulike typerindustrielt avfall synes å være nært fullt ut dispo-nert i dag, slik at potensialet for økt uttak av bioe-nergi fra avfall til energiformål ikke lenger er til-stede. Det er mulig å dyrke energivekster forbruk som bioenergi, også i havet.

NVE har anslått at potensialet for økt uttak avbioenergi er rundt 20 TWh ved en kostnad på 30øre/kWh. Ved dagens priser på energiflis på 18øre/kWh er potensialet 3–5 TWh. Det aller mesteav dette er råstoff som egner seg til varmeproduk-sjon, men NVE identifiserer også muligheten forom lag 2 TWh biogass.

12.4.2 Solvarme

Bygg har alltid blitt varmet opp av solen, og det erviktig å plassere bygg riktig i forhold til solinnstrå-lingen for å maksimere oppvarmingen og mini-mere behovet for kjøling.

Solvarmeanlegg bruker solens innstråling til åvarme opp vann eller luft, som så igjen kan brukestil tappevann eller til å varme opp rom. Internasjo-nalt er det installert om lag dobbelt så mye sol-varme som solkraft.

Det var i 2014 installert en effekt på 29,8 MWsolvarme i Norge5, hvorav 7 MW finnes på Lille-strøm (Akershus Energipark). Solvarmeanlegggir et mye høyere energiutbytte per m2 enn sol-kraftanlegg.

Potensial

Det tekniske potensialet for solvarme vil værebegrenset av etterspørselen etter varmt vann ogromoppvarming. I større skala er det også enbegrensningen i utbredelsen av fjernvarmenett.

Etter samme metode som for solkraft har NVEgjort en beregning av det tekniske potensialet for

4 NVE-rapport 2014:41, s.21 5 Kilde: Norsk solenergiforening/Asplan Viak/IEA


solvarmeinstallasjoner på eller som en del av takog fasader på bygninger. Dersom alt tilgjengeligareal ved nybygg og rehabiliteringer brukes til åprodusere solvarme er potensialet anslått til 10TWh i 2030.

Kostnader

NVE har beregnet energikostnaden for solvarme iNorge. Kostnaden er lavest for store anlegg, somkan ha så lav energikostnad som 38 øre/kWh.Kostnaden er imidlertid høyere for mindreanlegg, og øker med stigende breddegrad. Et liteanlegg i Tromsø er til sammenligning beregnet åha en kostnad på 161 øre/kWh. Kostnadene erforventet å falle i årene fremover.

12.4.3 Varme fra omgivelsene

Varmepumper gjør det mulig å utnytte varme iomgivelsene, for eksempel i luften, i grunnen og ivann. Varmepumpers virkemåte og utbredelse eromtalt i kap. 3.

NVE undersøkte potensialet for grunnvanns-basert oppvarming i 2011, og fant at det ikke erbegrensende for mulig utnyttelse. NVE konklude-rer med at alt varme- og kjølebehov i Norge i teo-rien kan dekkes av grunnvarmebaserte varme-pumpeløsninger.

Varme i overflatevann (sjøvann, innsjøvann ogelvevann) kan på samme måte utnyttes til oppvar-ming og kjøling, men potensialet er mindre ennfor grunnvarme. Samlet viser NVEs studie atpotensialet for bruk av overflatevann er 15,6 TWh,der mesteparten er bruk av sjøvann.


13 Utviklingstrekk mot 2050

13.1 Innledning

På lang sikt vil energisystemene påvirkes avmange ulike faktorer og utviklingstrekk. Viktigefaktorer som påvirker energisystemene er klima-og miljøpolitikk, teknologisk utvikling, energi-bruk, befolkningsvekst og markedsutvikling.Energipolitikken må legge til rette for riktige valgfor fremtiden. Like viktig er at kursen kan justeresunderveis og over tid. Det er vanskelig å forutsefremtidig utvikling med stor nøyaktighet. Det erderfor viktig å bygge opp en bred kunnskapsbase,som gir oss fleksibilitet og dermed gjør oss bedrerustet til å møte fremtiden. Energipolitikken skalsikre en balansert avveining mellom ulike mål oghensyn.

I 2050 vil det sannsynligvis være mellom 6 og 8millioner innbyggere i Norge. Befolkningens stør-relse er en faktor som har stor betydning for etter-spørselen etter energi. Samtidig tilsier den seneretids utvikling, samt trender og fremskrivninger, atøkonomien i fremtiden vil være mindre energiin-tensiv enn i dag.

De fornybare energiressursene og en velfun-gerende energisektor er et konkurransefortrinnfor Norge. Frem mot 2050 vil energimarkedenegjennomgå store endringer. Også i Norge må viforvente at deler av vårt energisystem vil seannerledes ut. Vi ser allerede en økende bruk avelektrisitet på nye områder, blant annet i trans-portsektoren. Gjennom utvikling av markeder ogteknologi, vil også andre energibærere og -ressur-ser kunne forme hvordan vi bruker energi. Et sen-tralt spørsmål er hvordan Norge i lys av klimaut-fordringene kan utnytte tilgangen på fleksible ogfornybare energiressurser til økt verdiskapningog sysselsetting. Dette må gjøres samtidig somutformingen av norsk energipolitikk tar hensyn tilforsyningssikkerhet, naturog miljøkonsekven-ser og effektiv energibruk nasjonalt.

Skal utbygging av ny fornybar kraftproduksjonbidra til verdiskapning på lang sikt, må det væresamfunnsøkonomisk lønnsomt å bygge ut. Detbetyr at elektrisitet fra kraftverk som bygges utmå kunne omsettes til en pris som forsvarer kost-

nadene inkludert CO2-kostnader, og konsekven-ser for natur og miljø.

13.1.1 Kort om EUs perspektiver mot 2050

EU har satt ambisiøse klimapolitiske mål frem-over, og ønsker å avkarbonisere energisektoren i2050. Det langsiktige målet er en 80–95 prosentreduksjon i utslipp av klimagasser totalt sammen-lignet med 1990-nivå, og 85 prosent reduksjon ienergirelaterte CO2-utslipp, inkludert transport-sektoren. Den europeiske kraftsektoren skal ihenhold til EUs Energy Roadmap fra 2011 bli til-nærmet utslippsfri i 2050. En slik utvikling vil habetydelige konsekvenser for energisystemene ogkraftmarkedet, og for handel med energi.

Et av scenariene i analysen viser hvordanmålet om reduksjon av CO2-utslippene kan nåsved hjelp av fornybar energi, figur 13.1. Norskinnenlandsk kraftforsyning består i dag av rundt98 prosent fornybar produksjon, noe som er høy-ere enn det analysene fra EUs Roadmap anser ater mulig i 2050 for Europa totalt. Figur 13.1 viserat Norge allerede er der hvor EU vil kunne være i2050 hvis de legger til grunn spesielt høy vekst isin fornybare kraftproduksjon.

Den totale fornybarandelen1 i energiforbruketvises i de midterste søylene i figur 13.1. For EUviser analysen at denne vil kunne være på 75 pro-sent i 2050. I Norge var den på 69 prosent i 2014.

Økt andel elektrisitet i energibruken er ogsået viktig element i EUs scenarioanalyser for å nåstore reduksjoner i energirelaterte klimagassut-slipp. Som figuren viser, har Norge allerede ensvært høy andel elektrisitet i sitt energiforbruk.Den er høyere i Norge i 2014 enn scenarioanaly-sen mener EU kan oppnå i 2050.

En ytterligere økning av andelen elektrisitet idet norske forbruket på lang sikt, vil kunne opp-nås ved større elektrifisering av bilparken. Dette

1 Fornybarandelen er beregnet i henhold til fornybardirekti-vet. Den viser andelen fornybar energiproduksjon delt påtotalt energikonsum, inkludert transport, men ekskludertpetroleumssektoren. EUs fornybarbrøk gir ikke et fullsten-dig bilde av et lands energiforsyning, men muliggjør ensammeligning i utviklingen mellom land.


vil medføre lavere CO2-utslipp i Norge. Hvis detforutsettes at all personbiltransport elektrifiseres,vil dette kreve om lag 7 TWh med dagens bilpark,jf. kap. 9.3. Dette utgjør noe under 5 prosent av vårårlige kraftproduksjon, og en slik økning i etter-spørselen er innenfor det vårt kraftsystem kanprodusere, både på kort og lang sikt. Vårt forny-bare kraftsystem har i dag rom for betydeligøkning i elektrifisering av transportsektoren frem-over.

13.2 Forskning er nødvendig – de store teknologisprangene og de små skrittene

I 1980 var det ingen som kunne forutsi betydnin-gen av teknologier vi i dag tar for gitt. Datamaski-ner, mobiltelefoni og ikke minst internett har påmange måter formet samfunnsutviklingen ved åendre måten vi jobber og kommuniserer på.

Det er heller ingen som med sikkerhet kan sihvordan samfunnet vårt vil se ut i 2050. Verdendrives fremover av geopolitiske hendelser, demo-grafiske og strukturelle endringer og, ikke minst,teknologisk utvikling og innovasjon. Uansetthvilke scenarier for fremtiden man legger tilgrunn, vil utvikling av ny teknologi og kompe-tanse være nøkkelfaktorer.

Forskning, utvikling og implementering avmiljø- og klimavennlige energiløsninger for pro-duksjon, overføring og bruk av energi er nødven-dig for å møte fremtidens utfordringer på energi-

og klimaområdet. I tillegg til utvikling av tekno-logi er oppbygging av kunnskap, nettverk ogsystemer viktig. Fremtidens fleksible og miljø- ogklimavennlige energisystem vil omfatte en kombi-nasjon av eksisterende og nye energiteknologier, -løsninger og -systemer. Forskning og utdanninghever kvaliteten på arbeidskraften vår og det viproduserer. Det styrker vår evne til å ta i bruk nykunnskap og nye løsninger. Dette bidrar til omstil-lingsevne og økt produktivitet.

Utvikling av ny teknologi og nye løsninger ogny kunnskap foregår hele tiden. Imidlertid erutviklingen sjelden en lineær og planlagt prosessgjennom forskning, utvikling, demonstrasjon ogmarkedsintroduksjon. Utviklingen går i stedetfrem og tilbake mellom disse fasene og tar oftehelt uventede retninger. Forskning man troddevar mislykket, kan flere år senere vise seg å få storverdi – og gjerne på andre områder enn opprinne-lig tenkt. Det er derfor vanskelig å forutse hvilkeløsninger og teknologier som vil være viktige fleretiår frem i tid.

Ofte ser man for seg de store teknologispran-gene som revolusjonerer hele markeder ellersamfunn. Gjennom den industrielle revolusjon påsytten- og attenhundretallet ble folks liv endretved at maskiner overtok oppgaver som tidligereble utført manuelt av mennesker. I våre dager kandigitalisering og automatisering ha en lignenderolle.

Nye tilnærminger eller radikalt fornyende tek-nologier kan gi store forbedringer og sprang ivirkningsgrad, utnyttelse, reduserte kostnader

Figur 13.1 Fornybarandeler i Norge og Europa i 2014 og EUs fornybarscenario for 2050.

Kilde: SSB, EU Roadmap 2050

0 %

10 %

20 %

30 %

40 %

50 %

60 %

70 %

80 %

90 %

100 %

EU 2013 Norge 2014 EU 2050 scenario - high RES

Elektrisitetsandel i innenlandsk sluttforbruk Fornybarandel etter EUs definisjon Fornybar elektrisitetsproduksjon


eller gi redusert miljøpåvirkning. Flere steder iverden forskes det i dag på solceller plassert påsatellitter ute i verdensrommet, som kan stråleelektrisitet trådløst via mikrobølger tilbake til jor-den. Lykkes man med fusjonsreaktoren ITER(International Thermonuclear ExperimentalReactor), kan verdens energiproblemer være løsti millioner av år fremover. Dette er teknologiersom i dag ikke er tilgjengelige og som man hellerikke vet om vil være det i 2050.

Teknologiene som benyttes på energiområdet,blant annet til kraftproduksjon, omfatter store,komplekse og kostbare installasjoner som er byg-

get for å stå i flere tiår. De store teknologiskesprangene og forandringene kan derfor ta tid.Forskning og utvikling på området handler derforoftest om å gjøre små forbedringer i alleredeeksisterende og utbredte teknologier og løsnin-ger.

Over tid kan likevel små forbedringer føre tilstore og uventede endringer i verdens energi-bilde. Teknologier konkurrerer med hverandre.Hvilke løsninger som ender opp som vinnere i2050 avhenger derfor også av den parallelle utvik-lingen mellom teknologier. Et eksempel er solcel-ler som over det siste tiåret har oppnådd store for-

Boks 13.1 Prosjekteksempler

Fornybar energi i betong?

Vind- og solkraft er på full fremmarsj verdenover, men har en viktig utfordring: Hvor skalenergien komme fra når det ikke blåser ellerikke er sol? Mange forskere og selskaper jobbermed ulike typer lagringsteknologi. De fleste erkomplekse eller kostbare. Et norsk selskap hargått i en annen retning og tatt i bruk betong.

Det unge selskapet EnergyNest (tidligereNEST) har utviklet en betongblanding som skalkunne ta opp mest mulig varme. En smart løs-ning med varmevekslere gjør at store mengdervarme raskt kan lagres i betongen når de forny-bare kraftverkene produserer for fullt og hentesut for å lage elektrisk strøm når det er mørkteller vindstille. Systemet kan både brukes påmindre anlegg, for eksempel tilknyttet industri,eller skaleres opp til å brukes på gigantanleggpå flere gigawattimer for store kraftverk.

Teknologien demonstreres nå i byutviklings-prosjektet Masdar City i Abu Dhabi. Her harEnergyNest bygget et energilager som består avto 500 kWh «termiske batterier» ved etforskningsanlegg for konsentrert solkraft. Islike kraftverk sender en rekke speil solstrålenetil et rør der olje varmes opp for å lage dampsom driver turbiner for å lage strøm. Materia-lene som benyttes i energilageret er bærekraf-tige og stort sett lett tilgjengelige verden over.Dette innebærer at kostnadene reduseresvesentlig i forhold til eksisterende lagringsløs-ninger for termisk energi.

Kilde: Norges forskningsråd

Norsk gjennombrudd for solcelleindustrien?

Solcelleteknologien har gått gjennom storeendringer over de siste tiårene, med store kost-nadsreduksjoner og stadig bedre effektivitet.Med dagens metoder er foredlingen av silisiumtil bruk i solcellepaneler likevel svært energi- ogkostnadskrevende. Ved å få ned energiforbruketvil man kunne bidra til mer konkurransedyktigesolceller og billigere elektrisitet produsert avsolenergi.

Siemensreaktoren står i dag for rundt 90 pro-sent av verdens silisiumproduksjon. Med dennemetoden varmes silisiumholdig gass opp til650–1100 grader. Ved disse temperaturene vilsilisiumet skilles ut i fast form og feste seg tilstore staver inne i reaktoren. For å unngå at sili-sumet i stedet fester seg til veggene i reaktoren,må samtidig disse kjøles ned til 250 grader.Dette blir som å putte en rødglødende varmeovni en fryser, og bidrar til et svært høyt energifor-bruk.

Haldenbedriften Dynatec Engineering, isamarbeid med IFE, har som mål å utvikle en nymetode med 90 prosent lavere energiforbruk,men med samme høye kvalitet som Siemensre-aktoren. Dynatecreaktoren løser utfordringenved å ta i bruk en sentrifuge og å bokstavelig taltsnu prinsippene bak Siemensmetoden på hodet.Reaktoren snurrer rundt, og svært rent silisiumfester seg til innsiden av veggene. Resultatet ermindre behov for nedkjøling, bedre utnyttelseav silisiumgassen og en mer effektiv produk-sjonsprosess.

Kilde: Norges forskningsråd


bedringer i kostnadseffektivitet, særlig sammen-lignet med andre teknologier for kraftproduksjon.Dette har ført til at energimiksen flere steder i ver-den, blant annet i EU, nå ser annerledes ut ennman for få år siden tenkte seg.

Myndighetenes systemer for å støtteforskning og utvikling skal legge til rette for å for-bedre teknologiene, løsningene og kunnskapen viallerede har og benytter. Støtte til slik utviklingkan på relativt kort tid omsettes i økt verdiskapingog nytte for samfunnet, gjennom å redusere kost-nader, gi økt bærekraft og reduserte utslipp.

Samtidig har myndighetene også et ansvar forå støtte de ideene som er radikalt nytenkende oginnovative – potensielle «game changers». Pro-sjektene har høyere risiko, samtidig vil også denpotensielle gevinsten være høyere. Verdien av slikforskning og utvikling vil ofte ligge langt frem i tidog er umulig å forutsi og måle. Norgesforskningsråd har i energiforskningsprogrammetENERGIX introdusert et virkemiddel rettet mot«nye energikonsepter». Eksempler på slike pro-sjekter er utvikling av superlasere som kan revolu-sjonere produksjon av silisium til solceller ogutvikling av kunstig fotosyntese.

Det er ikke mulig å allerede i dag peke uthvilke løsninger, teknologier og systemer som vildominere i 2050. Samtidig har Norge stor mulig-het for å kunne lykkes på enkelte områder. Å finnefrem til de riktige prioriteringene krever et solidsamspill mellom næringslivet, forsknings- ogutdanningsmiljøene og myndighetene.

13.3 Klimaendringer – virkninger for kraftproduksjon

Det norske kraftsystemet er i stor grad værav-hengig og kraftbalansen varierer mye fra år til år.Dette skyldes variasjon i tilsiget til den norskevannkraften og årlige temperaturforskjeller.

Når man angir vannkraftens årlige produk-sjonsevne bruker man gjennomsnittet over en 30-årsperiode. Lengden på perioden er lang nok til atgjennomsnittet gir et godt uttrykk for historiskeverdier, og kort nok til at trender blir represen-tert. Perioden rulleres hvert 10. år. Den gjeldendereferanseperioden er 1981–2010. Da NVE sist rul-lerte referanseperioden, ble det gjennomsnittligenyttbare tilsiget justert opp med 3,3 prosent.

Figur 13.2 Ising på kraftlinjer.

Foto: Statnett/ Ole Gustav Berg


Et våtere og varmere klima vil isolert settbedre den norske kraftbalansen. Klima-endringene gjør at vi kan forvente mer uforutsig-bart og våtere vær i Norge. Høyere temperaturervil kunne redusere etterspørselen etter oppvar-ming. For vannkraften betyr klimaendringene tro-lig større og mer uberegnelig tilsig. Det er imid-lertid betydelig usikkerhet knyttet til størrelsenpå de endringene som vil skje, og den lokale ogregionale fordelingen av disse.

Klimaendringer har videre indirekte virknin-ger for kraftproduksjon ved at økosystemeneendrer seg. For eksempel kan arter eller naturty-per bli mer sårbare og må derfor tas mer hensyntil.

Klimafremskrivningene mot år 2100 indikererat variasjonen i ressurstilgangen fra år til år vilfortsette å være på nivå med, eller være størreenn, historiske variasjoner. Det betyr at vi ogsåmot midten av århundret må være forberedt påtørrår. Kraftigere og mer konsentrert nedbør kangi økt flomtap for vannkraftverk med små elleringen magasiner. Økte temperaturer kan gi et for-bigående økt tilsig fra smeltende breer. Når disseer borte vil de imidlertid ikke lenger bidra stabili-serende på variasjonen i tilsig fra år til år og mel-lom år.

NVE har studert konsekvensene for vannkraf-ten i et klimascenario mot 2100. Dette scenarietgir moderate temperaturøkninger og stor økningav nedbøren i Norge (NVE-rapport 85/2015).

NVE har i denne rapporten estimert at vann-kraftproduksjonen i Norge øker, særlig fra vann-kraftverk som har reguleringsmulighet. Høyerevintertemperaturer gjør at magasinfyllingen i etgjennomsnittsår vil variere mindre enn i dag.Dette er fordi en mindre del av nedbøren kommersom snø samtidig som etterspørselen på grunn avoppvarmingsbehov blir mindre. Samtidig vil detvære stor forskjell i ressurstilgangen i et vått og ettørt år. De våte årene vil bli mye våtere, noe somkan øke nytten av vannkraftmagasinene til flom-demping. I dette perspektivet vil vannkraftverkmed reguleringsmagasiner være nyttige forNorge også fremover mot neste århundreskifte,både for å sikre forsyningssikkerheten og medtanke på flomdemping.

13.4 Klimaendringenes innvirkning på driftssikkerheten

Klimaendringer vil også kunne virke inn på drifts-sikkerheten i kraftforsyningen. Først og fremst

ser dette ut til å gjøre seg gjeldende gjennom øktepåkjenninger på strømnettet.

De mest fremtredende årsakene til driftsfor-styrrelser er ifølge NVEs avbruddsstatistikk tor-denvær, vind, snø/is og vegetasjon. Det er grunntil å tro at disse påkjenningene vil bli forsterketmed de forventede klimaendringene.

Klimaendringene kan føre til økt korrosjon,mer saltpåslag, mer ising, økt frostsprengning ogflere skredhendelser. I tillegg vil vi kunne se økteforekomster av råte i tremaster og forsterket salt-krystallisering i murkonstruksjoner. Mindreøkninger i vindstyrke eller endringer i vindretningved uværshendelser, kan føre til betydelig øktepåkjenninger på strømnettet. Langs norskekystener det også mange nettstasjoner som ligger utsatttil hvis havnivået øker.

Endringer i skogstruktur og stabilitet somfølge av økte temperaturer og mer nedbør vil væreen stor utfordring for strømnettet. Med høyeretemperaturer vil også vekstsesongen bli lenger,noe som vil føre til økt tilvekst av skog. De siste 40årene har stående volum av skog i Norge nestendoblet seg. Dette igjen har betydning for antalltrefall på strømnettet og gjør at effektiv linjeryd-ding blir enda mer viktig, jf. kap. 3. Flere tilfellerav store snøfall kan også gi negative effekter for

Figur 13.3 Netthavari, Rjukan.

Foto: Statnett/ Nina Kviberg


trærnes stabilitet hvis store mengder våt snø leg-ger seg i trekronene. Dette kan også gi utfordrin-ger for strømlinjene. Islaster er is som henger pålinjene, og med store snøfall vil disse bli tyngre.Dette kan føre til for stor belastning på linjene.

NVE2 har anslått en sannsynlig økning i lynfre-kvens på 25 prosent frem mot år 2050 for landetsett under ett. Lyn er en betydelig årsak til feil i

kraftsystemet. Lynnedslag kan raskt lede tilavbrudd i strømforsyningen av kortere eller len-gre varighet.

2 NVE rapport nr. 6 2011. «Lynstudien. Klimaendringenesbetydning for forekomsten av lyn og tilpasningsbehov ikraftforsyningen»


Del IIIEnergipolitikken mot 2030


Innledning

Regjeringen legger i denne meldingen frem enenergipolitikk der forsyningssikkerhet, klima ognæringsutvikling ses i sammenheng. Regjeringenvil prioritere fire innsatsområder i energipolitik-ken– styrket forsyningssikkerhet– lønnsom fornybarproduksjon– mer effektiv og klimavennlig bruk av energi– næringsutvikling og verdiskaping gjennom

effektiv utnyttelse av lønnsomme fornybarres-surser.

Norges utgangspunkt og perspektivene til 2030legger viktige rammer for hvordan energipolitik-ken bør utformes i årene fremover for å nå dissemålene. En fremtidsrettet energipolitikk må til-passes både forholdene rundt oss og våre sær-egne muligheter og utfordringer.

Regjeringen vil at Norge skal være en fore-gangsnasjon innen miljøvennlig energibruk ogproduksjon av fornybar energi. Et hovedmål er atvåre store og verdifulle fornybare energiressurserforvaltes på en god, langsiktig og bærekraftigmåte.

Regjeringen legger til rette for en mest muligeffektiv bruk av fellesskapets ressurser. Regjerin-gen bygger videre på grunnlaget som gjennommange år er lagt for en effektiv energiforsyning,der markedet står sentralt. Regjeringen vil føre en

aktiv europapolitikk for å bidra til gode løsningerfor Norge i det regelverket som er under utvik-ling.

Spørsmålet om hvordan det kan skapes enenergiforsyning som er bærekraftig i et langsiktigperspektiv, står sentralt i arbeidet med energipoli-tikken i mange land. Paris-avtalen har befestet eninternasjonal vilje til å arbeide videre med kli-mautfordringen. Regjeringens energipolitikk byg-ger opp under våre langsiktige ambisjoner for lav-utslippsamfunnet til 2050.

I kap. 14–17 presenteres regjeringens ener-gipolitikk for en effektiv, klimavennlig og nærings-rettet energiforsyning. Tiltakene innenfor regje-ringens prioriterte områder utgjør en helhetligsatsing, der innsatsen på de ulike områdene hverfor seg og sammen vil bidra til å nå målene i Sund-vollenerklæringen.

Regjeringen gjør rede for oppfølgingen av flereanmodningsvedtak fra Stortinget. Anmodnings-vedtaket om fremlegg av en strategi for havvindomtales i kap 15.3.4. Anmodningsvedtaket om åutarbeide en statlig hydrogenstrategi omtales ikap. 17.9. Anmodningsvedtaket om hvordan fossilenergibruk kan erstattes med fornybar energisom tilpasning til lavutslippssamfunnet omtales i16.7. I tillegg omtales oppfølgingen av Stortingetsvedtak om en helhetlig plan for bruk av landstrømi kap 16.3.


14 Forsyningssikkerheten skal styrkes

14.1 Innledning

Forsyningssikkerheten for energi er god i Norge.En stabil energiforsyning er grunnleggende for etmoderne velferdssamfunn, og et konkurransefor-trinn for norsk industri. Perspektivene for årenefrem mot 2030 tilsier store endringer for det nor-ske energisystemet. Regjeringen vil legge til rettefor at energisystemet vårt gir god forsyningssik-kerhet i møte med de nye utfordringene.

Et godt fungerende kraftmarked er avgjørendefor forsyningssikkerheten for strøm. Samtidig harmyndighetene en rekke virkemidler som ogsåpåvirker hvordan forsyningssikkerheten utviklerseg. Sentrale myndigheter konsesjonsbehandlerkraftlinjer og produksjonsanlegg. Det gis tilskuddtil visse typer produksjon. Myndighetene brukeravgifter, støtteordninger og regulerer nettariffene.Byggeforskriftene påvirker utviklingen av energi-bruken. Kommunene avgjør tilknytningsplikt tilfjernvarme, har en stor bygningsmasse og driverarealplanlegging. Beslutninger om hvordan vibygger, etablerer infrastruktur eller investerer iindustrivirksomhet legger føringer for fremtidensenergisystem.

Det er gunstig for forsyningssikkerheten medfleksibilitet både på produksjonssiden og for-brukssiden. Det norske energisystemet har godfleksibilitet og evne til å lagre energi i regulerings-magasinene til vannkraftverkene. Utenlandshan-delen med strøm gir muligheter til å utnytte ener-giressursene til felles beste på tvers av landegren-ser. Varmesystemene, for eksempel fjernvarme ogvedfyring, bidrar til fleksibilitet fordi disse kanerstatte bruk av strøm. Nye teknologier for sty-ring av energibruken er i ferd med å få størreutbredelse. Prissignalene er avgjørende for hvilkeelementer i den kortsiktige fleksibiliteten som blirutnyttet.

I Norge er forsyningssikkerheten i stor gradknyttet til kraftsystemets evne til å kontinuerliglevere strøm til sluttbruker. Bruken av elektrisitetvarierer over døgnet, året og mellom år. Nedbør,vind og solinnstråling, som er grunnlaget for for-nybar kraftproduksjon, følger i varierende grad

forbruksprofilene. Kraftsystemet må være i standtil å håndtere variasjonene.

I åtte av de siste ti årene har vi produsert merelektrisitet i Norge enn vi har brukt. Våre utfor-dringer er annerledes enn i de fleste andre euro-peiske land, der forsyningssikkerhet også handlerom importavhengighet av kull, olje og gass, og omovergangen fra kullkraftproduksjon til produksjonav uregulerbar vindkraft og solkraft.

Samfunnets krav til forsyningssikkerhet forenergi er økende. Elektrisitet benyttes til stadigflere oppgaver. Nye løsninger gjør at vi kan brukefornybar elektrisitet der vi tidligere brukte fossilenergi. Økonomisk vekst, digitalisering og elektri-fisering av nye samfunnsområder gjør at kostna-dene ved avbrudd i strømforsyningen vil øke iårene som kommer.

På kort sikt må knapphetssituasjoner i energi-forsyningen håndteres gjennom driften av kraft-nettet og fleksibilitet på produksjonssiden og for-brukssiden. Den regulerbare vannkraften gir ossverdifull fleksibilitet få andre land er forunt. Pålengre sikt vil energieffektivisering, etterspørsels-fleksibilitet, investeringer i kraftnettet, lagrings-løsninger og ny produksjonskapasitet påvirke for-syningssikkerheten.

Tradisjonelt har evnen til å dekke forbruketover året i perioder med lite tilsig til vannkraftsys-temet vært hovedutfordringen i den norske kraft-forsyningen. Utsiktene til kraftoverskudd, et for-sterket kraftnett og økte muligheter for kraftut-veksling med landene omkring oss tilsier at evnentil å håndtere tilsigssvikt er bedre enn på mangeår.

Nå må vi legge til rette for at den økende etter-spørselen etter elektrisk effekt kan håndteres påen god måte. Den økonomiske og teknologiskeutviklingen har gitt oss økt velferd og nye mulig-heter. Stadig flere har elbiler, induksjonstopper ogannet elektrisk utstyr som bidrar til økt behov forelektrisk effekt.

Regjeringen vil legge til rette for et fleksibeltenergisystem som gjør det mulig med raske ogeffektive tilpasninger ved svingninger i produk-sjon og bruk av energi. Energisystemets fleksibili-


tet er avgjørende for å håndtere den økte kom-pleksiteten i energiog kraftsystemet.

Regjeringen mener at driften av kraftsystemetog krafthandelen så langt som mulig må baserespå markedsmessige løsninger. Effektive marke-der gir riktige prissignaler om knapphet og over-skudd av energiproduksjon, nett og energibruk,og legger til rette for god ressursutnyttelse, inno-vasjon og forsyningssikkerhet.

Regjeringen ønsker å styrke det nordiske sam-arbeidet på energiområdet. De nordiske kraftsys-temene er tett sammenkoblet. De nordiske landeneer derfor avhengige av hverandre for å bevare eteffektivt kraftmarked og god forsyningssikkerhet ihele systemet. Den økte andelen uregulerbar kraft-produksjon og økt utvekslingskapasitet ut av Nor-den krever godt nordisk samarbeid om utviklingenav markedsløsningene. Et styrket nordisk sam-arbeid er også viktig for å påvirke den omfattendeutviklingen av regelverk for kraftmarkedet i EU.

Regjeringen vil legge til rette for et sterkt over-føringsnett for strøm. Det pågår store investerin-ger i overføringsnettet nå. Dette bidrar til å styrkeforsyningssikkerheten.

Ensidige tiltak vil ikke gi en tilfredsstillende for-syningssikkerhet. Mulighetene for ny energipro-duksjon, endringer i energibruk og utbygging avoverføringsnett gir til sammen et godt grunnlag forfortsatt god forsyningssikkerhet i Norge. Å sørgefor en effektiv og sikker drift av hele kraftsystemet,samt en god beredskap, er andre sentrale oppgaveri arbeidet for å styrke forsyningssikkerheten.

Regjeringen vil legge til rette for at den tekno-logiske utviklingen og utviklingen av nye mar-kedsløsninger bidrar til å styrke forsyningssikker-heten. Avanserte måle- og styringssystemer(AMS) og smart styring av energibruken kanbidra til å dempe behovet for investeringer i kraft-nettet. Nye og rimeligere løsninger for energilag-ring kan, alene og sammen med lokal kraftpro-duksjon, også bidra til dette på litt sikt.

Energipolitikken og myndighetenes regulerin-ger skal legge til rette for at nye, effektive løsnin-ger kan bidra til forsyningssikkerheten i fremti-dens energisystem. Egenskapene ved de nyeenergiløsningene må vurderes opp mot samletnytte og kostnad for hele samfunnet.

14.2 Markedet som et viktig verktøy for en sikker kraftforsyning

I et velfungerende marked gir prisene effektivesignaler om verdien av energiproduksjon, energi-bruk og langsiktige investeringer.

For forsyningssikkerheten på kort og lang sikter det avgjørende at markedet får virke og at pri-sene får anledning til å variere med tilbud og etter-spørsel. Ved knapphet vil høye priser gi signalerom å redusere energibruken eller øke energipro-duksjonen. I et velfungerende marked vil priser pålengre sikt gi signaler til nye investeringer ogenergieffektivisering. Markedsprisene bidrar pådenne måten til nødvendige tilpasninger i forbrukog produksjon på kort sikt, og en sikker energifor-syning og effektiv ressursutnyttelse over tid.

Regjeringen vil legge til rette for at krafthande-len kan foregå på organiserte markedsplassermed høy likviditet og transparent prisdannelse.Det bør være energiprisene som skal gi signalerom lønnsomheten av langsiktige investeringer iny produksjonskapasitet. En god markedsorgani-sering, som sørger for effektive prissignaler tilalle aktører, er det beste virkemiddelet for å mini-mere behovet for ulike former for kapasitetsmeka-nismer som skal sikre tilstrekkelig effekt isystemet.

Den pågående omstillingen og integrasjonenav energimarkedene gir oss nye utfordringer ogbehov for å tilpasse eksisterende systemer og løs-ninger. Regjeringen vil prioritere at markedsløs-ninger kan bringe frem mer av fleksibiliteten ienergisystemet. Ved å legge til rette for bruk avny teknologi, kan nye kundegrupper delta meraktivt i kraftmarkedet.

14.2.1 Et styrket nordisk samarbeid

Regjeringen mener et økt nordisk samarbeid erviktig for å utvikle gode markedsløsninger påenergiområdet, og for å oppnå en sikker og effek-tiv kraftforsyning i Norden. Det er viktig med etgodt samarbeid på forskjellige nivåer, både mel-lom departementer, mellom regulatorer og mel-lom systemoperatører.

Ved å være tidlig ute med å utvikle og ta i brukeffektive løsninger i det nordiske energisystemet,har vi større mulighet til å påvirke løsningene somvelges i EU. Kraftsystemene i Europa blir tettereintegrert, og den gjensidige avhengigheten øker.

Endringer i nabolandene våre vil ha storpåvirkning på forsyningssikkerhet, kraftpriser ogbehovet for nettinvesteringer. Utviklingen av mar-kedsdesign og handelsregler skjer i større gradpå regionalt og europeisk nivå. Gjennom godtsamarbeid mellom nordiske lands myndigheterog systemoperatører og aktiv deltakelse i de euro-peiske prosessene, kan vi bevare og videreføre degrunnleggende prinsippene i den nordiske mar-


kedsmodellen og bidra til utviklingen av et effek-tivt europeisk markedsdesign.

På det nordiske energiministermøtet i Køben-havn i 2015 ble ministrene enige om å styrke detnordiske samarbeidet og koordineringen i energi-politikken. Et viktig samarbeidsområde blir å vur-dere ulike tiltak innenfor den nordiske markeds-modellen for å håndtere den fremtidige effektsitu-asjonen. Landene skal også samarbeide tettere ogfremme en sterk nordisk stemme inn mot de euro-peiske prosessene med politikk- og regelverks-utforming på energiområdet. De nordiske system-operatørene har også intensivert sitt samarbeidom markedsutvikling, systemdrift og nettplanleg-ging.

14.3 Et sterkt overføringsnett for kraft

Regjeringen vil legge til rette for en samfunnsmes-sig rasjonell utbygging av strømnettet i hele lan-det. Et strømnett med tilstrekkelig overføringska-pasitet er en forutsetning for god forsyningssik-kerhet.

Overføringsnettet er sentralt i et kraftsystembasert på klimavennlige energikilder som vann-kraft og vindkraft. Denne kraften må produseresder naturen legger til rette for det. For at den for-nybare kraften kan transporteres til husholdnin-ger, industri og ladestasjoner, må kraftnettet væretilstrekkelig utbygd.

Det pågår, og er planlagt, betydelige investe-ringer i det norske kraftnettet. Formålet er åutvikle overføringsnettet slik at kraftsystemet skalgi god forsyningssikkerhet i årene som kommer.Nettinvesteringer er sprangvise, og etter en peri-ode med stor utbygging vil investeringene kunneavta.

Overføringsnettet for kraft mot utlandet erogså viktig for norsk forsyningssikkerhet. Utveks-lingsmulighetene har redusert kraftsystemets sår-barhet i kalde og tørre år, og økt verdiskapingenhos kraftforbrukere og -produsenter.

Overføringsnettet har lang levetid, store inves-teringskostnader, betydelige virkninger på bru-kerne av nettet og omgivelsene og påvirker naturog miljø. Det er derfor nødvendig å veie de ulikevirkningene av nettinvesteringer mot hverandre.

Strømnettet må bygges ut på en samfunnsmes-sig rasjonell måte. Det vil si at de samlede gevin-stene for samfunnet ved et tiltak må overstige desamlede kostnadene. I en slik vurdering vil detogså være viktig å ta hensyn til muligheter nyeteknologiske løsninger i energisystemet gir. Kraft-systemutredninger, konseptvalgutredninger og

konsesjonsbehandlingen av kraftnett er viktigevirkemidler for å oppnå en samfunnsmessig rasjo-nell utvikling av nettet.

Nettinvesteringer alene gir ikke tilfredsstil-lende forsyningssikkerhet. Mulighetene for nyenergiproduksjon, endringer i energibruk ogutbygging av overføringsnett gir til sammen etgodt grunnlag for fortsatt god forsyningssikker-het i Norge.

14.3.1 Transmisjonsnettet

Utbygginger i transmisjonsnettet skal være samfunnsmessig rasjonelle

Et velfungerende transmisjonsnett1 er avgjø-rende for forsyningssikkerheten i Norge. Gevin-stene ved investeringer i transmisjonsnettet erogså knyttet til utjevning av regionale ubalanser ikraftsystemet og tilrettelegging for nytt forbrukog ny kraftproduksjon. På den andre siden erutbygging av transmisjonsnett forbundet medstore investeringskostnader og negative konse-kvenser for natur og miljø i tillegg til andre areal-interesser.

Det er ofte krevende å vurdere samfunnsøko-nomien i investeringene i transmisjonsnettet. Ikkealle gevinster og kostnader lar seg tallfeste påomforent måte. Den samfunnsøkonomiske analy-sen må derfor inkludere en vurdering av ikke-pris-satte virkninger. Blant faktorene som er vanskeligå verdsette fullt ut, er forsyningssikkerhet ognegative virkninger for natur og miljø, kulturmin-ner og lokalsamfunn. De sentrale delene av over-føringsanleggene har en levetid på 50–70 år. Virk-ningene må derfor vurderes i et langsiktig per-spektiv.

Forhold som påvirker den samfunnsøkono-miske lønnsomheten i et prosjekt kan endre segetter at konsesjon er blitt gitt. En konsesjon inne-bærer ikke en plikt til å bygge. I enkelte tilfellerkan endrede forutsetninger og svekket samfunns-økonomi i et konsesjonsgitt prosjekt medføre atdette bør skrinlegges.

Regjeringen mener det er rasjonelt at investe-ringer i transmisjonsnettet planlegges ut fra at feilpå én komponent normalt sett ikke skal giavbrudd for sluttbrukerne (N-1-kriteriet), dogmed gitte forbehold og presiseringer. Tilnærmin-gen er i tråd med Stortingets behandling av Meld.St. 14 (2011–2012) om utbygging av strømnettet,jf. Innst. 287 S (2011–2012).

1 Jf. Prop. 35 L (2015–2016) med forslag til definisjon avtransmisjonsnettet.


De negative virkningene av å være for sent utemed investeringer i transmisjonsnettet er store.Normalt kan konsekvensene av å investere for liteeller for sent være større enn konsekvensene av åinvestere for mye. N-1-kriteriet bør likevel ikkevære en erstatning for en samfunnsøkonomiskvurdering som inkluderer avveining av alle virk-ningene av en stor ledningsinvestering. Tiltaksom er begrunnet i N-1-kriteriet og forsyningssik-kerhet må også oppfylle kravene om samfunns-økonomisk lønnsomhet.

Det er nettkundene som betaler for investerin-gene i kraftnettet. Regjeringen mener det derforer viktig at nettselskapene i plan- og konsesjons-prosesser har transparente kostnadsanslag og atusikkerhetselementene er identifisert. Endringeri investeringskostnader påvirker samfunnsøkono-mien i et prosjekt. Nettselskapene skal derfor ikonseptvalgutredninger og konsesjonssøknaderredegjøre for tiltak som reduserer risikoen forkostnadsoverskridelser. Betydelige endringer ikostnadsestimater kan også gi nyttig informasjonfor konsesjonsmyndighetene og nettkundene. Imelding og konsesjonssøknad skal det på enenkel og oversiktlig måte fremgå hvordan kost-nadsestimatene har utviklet seg sammenlignetmed tidligere stadier i plan- og konsesjonsproses-sen.

Både nettselskapene og konsesjonsmyndighe-tene må legge vekt på kostnadseffektivitet og atdet ikke påløper urimelig høye kostnader knyttettil nettutbygging. Som en del av reguleringen avStatnett, har NVE hatt på høring et forslag om atStatnett skal redegjøre for faktisk og forventetkostnadsutvikling i selskapet, herunder investe-ringskostnader. NVE vil ferdigstille et oppsumme-ringsnotat om saken første halvår 2016 og tarsikte på å utvikle et konkret opplegg deretter.Regjeringen legger vekt på at de samlede virke-midlene, både kravene til konsesjonssøknader ogden økonomiske reguleringen, skal bidra til trans-parens rundt kostnadsutviklingen i transmisjons-nettinvesteringer.

I enkelte tilfeller kan det være alternativer tilnettutbygging. Det er ikke nettselskapets oppgaveå sørge for at alternativer utenfor nettselskapenesansvarsområde blir gjennomført, men nettselska-pene kan bidra til fornuftig koordinering av ulikeløsninger. Ordningen med at nettselskapet måutarbeide konseptvalgutredninger i store kraftled-ningssaker legger til rette for dette. Bruk av sys-temvern og etterspørselsfleksibilitet kan bidra til åredusere behovet for nettutbygging. I konsept-valgutredningen for økt kraftforbruk på Haugalan-det vurderte Statnett for eksempel konsepter som

ikke innebærer nettinvesteringer, som drift avgasskraftverket på Kårstø, energieffektivisering,realisering av ny planlagt kraftproduksjon, innfø-ring av nytt prisområde eller systemvern på for-bruk.

Utvikling av nye markeder og teknologier kanogså etter hvert bidra til å redusere behovet for nynettkapasitet.

Prisområder er viktige for at forbruk og pro-duksjon tilpasser seg gjeldende nettforhold. Pris-områder skal ikke erstatte samfunnsøkonomisklønnsomme nettinvesteringer, men opprettes der-som dette er den samfunnsmessig rasjonelle løs-ningen.

Bedre koordinering av nett, forbruk og produksjon

Regjeringen legger til grunn at nettselskap, lokaleog sentrale myndigheter og næringsliv samarbei-der godt i forbindelse med store nettinvesteringer.Slike investeringer tar ofte lenger tid å få på plassenn ny produksjonskapasitet, eller nytt kraftfor-bruk i industrien. På tidspunktet nettselskapet måstarte utredningen av et nettiltak er det ofte usik-kert om de aktuelle produksjons- eller forbruks-prosjektene faktisk blir etablert. For at tiltak i net-tet skal være på plass i tide, må nettselskapenevære godt informert om større planlagteendringer i forbruk og produksjon. Forpliktendeavtaler mellom nettselskapet og aktøren som skaltilknyttes kan bidra til god koordinering, og redu-sert risiko for unødige utredninger og feilinveste-ringer hos begge parter.

Planlagte nettiltak kan bli skrinlagt fordi beho-vet opphører. I tilfeller hvor det er stor usikkerhetknyttet til behovet, kan fleksible nettløsningerredusere risikoen for feilinvesteringer. En mulig-het kan være at nettløsninger bygges ut trinnvis, itakt med behovsutviklingen. Det er viktig at aktø-rene har god informasjon om hverandres planerog samarbeider om å finne gode løsninger, og ienkelte tilfeller inngår avtaler om midlertidige løs-ninger som kan legge til rette for tilknytning avforbruket eller produksjonen før en permanentnettløsning er på plass.

Regjeringen ser utviklingen i strømnettet isammenheng med ny kapasitet for produksjon avfornybar energi og nytt forbruk. Mange steder erdet nok kapasitet i overføringsnettet til at ny kraft-produksjon og nytt forbruk kan tilknyttes. I andreområder, eller over tid, kan det imidlertid værenødvendig å øke overføringskapasiteten for at nyproduksjon og nytt forbruk skal kunne tilknyttes.

Lokalisering av ny produksjon og nytt forbrukpåvirker behovet for tiltak i overføringsnettet. For


å sikre rasjonell planlegging og utbygging av over-føringsnettet, er det viktig at markedsaktørene fårlokaliseringssignaler som synliggjør nettkostna-dene ved å tilknytte produksjon og forbruk i ulikeområder. «Kraftsystemutredningen for sentral-nettet» er et viktig verktøy i planleggingen avkraftsystemet. Utredningens offentlige del, Stat-netts nettutviklingsplan, gir god oversikt overutviklingstrekk og planlagte nettinvesteringer itransmisjonsnettet. Det er et mål at nettutviklings-planen skal gi aktører informasjon om hvordanlokalisering av forbruk eller produksjon i ulikeområder vil påvirke kraftsystemet.

Lokaliseringssignaler kan også gis gjennompriser. For eksempel bidrar marginaltapsleddet itariffen og inndelingen i prisområder til å gi aktø-rene signaler om hvor det er gunstig å etablereforbruk eller produksjon. Videre kan nettselska-pene kreve anleggsbidrag for å dekke faktiskekostnader ved tilknytning av forbruk og produk-sjon på lavere nettnivå. I transmisjonsnettet og detmaskede regionalnettet er det i dag ikke anled-ning til å kreve anleggsbidrag, unntatt i ekstraor-dinære tilfeller. Det innebærer at aktører somutløser investeringer på disse nettnivåene ikkeinternaliserer nettutbyggingskostnadene i sin til-pasning.

For å bidra til mer effektiv lokalisering av pro-duksjon og forbruk, vurderer NVE mulige tiltakfor å gi bedre signaler om kostnadene ved å eta-blere seg ulike steder i nettet. To aktuelle tiltakkan være å åpne for økt bruk av anleggsbidragogså på høyere nettnivå, og en adgang for nett-selskapene til å ta betalt for utredningskostnaderved planlegging av nettiltak. Nettiltak på høyerenettnivå kan ofte komme andre til gode enn deneller de som utløser behovet for tiltaket. I utfor-mingen av et eventuelt regelverk om anleggs-bidrag på høyere nettnivå vil slike problemstillin-ger også bli vurdert.

Styrkede lokaliseringssignaler, gjennom mertilgjengelig informasjon om relevante nettforholdog effektiv prising av nettjenester, vil bidra til atprodusenter og sluttbrukere tar bedre hensyn tilnettkostnader i sin tilpasning. Imidlertid vil detikke være mulig å gi aktørene perfekte signalerom alle kostnader og nyttevirkninger forbundetmed etablering av forbruk og produksjon ulikesteder i nettet. Uavhengig av nye tiltak for å bedrelokaliseringssignalene på høyere nettnivå, vil der-for konsesjonsbehandlingen fortsatt være viktigfor å sikre en samfunnsmessig rasjonell utnyttelseog utvikling av nettet. For eksempel skal konse-sjonsbehandlingen av produksjonsanlegg ta hen-

syn til kostnadene ved nødvendige tiltak i nettetsom følge av tilknytningen.

14.3.2 Et sikkert distribusjonsnett

Mange av utfordringene for kraftsystemet somhelhet gjør seg også gjeldende for distribusjons-nettet. Sårbarheten for avbrudd og dårlig leve-ringskvalitet øker i takt med at vi tar i bruk elektri-sitet på flere områder. Bruken av effektkrevendeapparater og større behov for hurtiglading økereffektbehovet og gjøre driften av distribusjonsnet-tet mer krevende. Mye av den uregulerte produk-sjonen tilknyttes distribusjonsnettet. Dette kom-pliserer driften av nettet.

Det er i distribusjonsnettet de fleste sluttbru-kere er tilknyttet. Husholdninger, hytteeiere ognæringskunder er alle prisgitt forhold i sitt lokalenett. Uten et sterkt distribusjonsnett, vil kundenekunne oppleve avbrudd i forsyningen eller dårligspenningskvalitet.

Avbruddshyppigheten i Norge er generelt lav.Investeringer i distribusjonsnettet og tiltak for åhindre avbrudd står sentralt i arbeidet med ålegge til rette for god forsyningssikkerhet forstrøm. Myndighetene må gjennom reguleringenav nettselskapene sørge for en tilfredsstillendeutvikling og oppfølging av lavspentnettet. NVEgjør et viktig arbeid for bedre forsyningssikkerhe-ten i distribusjonsnettet.

Regjeringen vektlegger at nettselskapene hartilstrekkelig kompetanse til planlegging, byggingog drift av nettet. Med det store antallet små distri-busjonsnettsselskap vi har i Norge, kan dettevære en utfordring. Integrerte selskap med nett-virksomhet og konkurranseutsatt virksomhet isamme enhet har ofte mindre oppmerksomhet pånettet og uheldige målkonflikter kan oppstå. Stor-tinget vedtok i mars 2016 krav til selskapsmessigog funksjonelt skille mellom nettvirksomhet ogannen virksomhet, jf. Innst. 207L (2015–2016). Idag gjelder dette kravet bare for nettforetak medover 100 000 kunder. Forslaget vil bidra til å sikrenettvirksomhetens nøytralitet og oppmerksomhetpå utvikling og drift. Ved å skille ut nettvirksomhe-ten i et eget foretak, synliggjøres bedre resultaterog verdier fra denne delen av virksomheten. Dettekan legge bedre til rette for sammenslåinger ogen mer rasjonell nettstruktur.

Tiltak i distribusjonsnettet er ikke bare knyttettil fysiske tiltak som nettutbygging og bedre vedli-kehold. Nye teknologiske og markedsmessigeløsninger kan gjøre det mulig å bygge og driftenettet mer effektivt enn i dag, gjøre det mer lønn-


somt å utnytte etterspørselsfleksibiliteten og gjøresystemet bedre rustet til å håndtere de utfordrin-gene vi ser kan komme. Slike løsninger kanutsette, eller redusere behovet for nye nettinveste-ringer og gi grunnlag for en mer effektiv drift ogutvikling av distribusjonsnettet.

Med teknologisk utvikling, følger også behovfor sterkere oppmerksomhet om IKT-sikkerhet,inkludert sikker databehandling og personvern.Regjeringen setter arbeidet med IKT-sikkerhethøyt, og støtter opp om NVEs prioritering av IKT-sikkerhet i kraftsektoren, se også kap. 11.4.

Et forum for fremtidens nett

Nettselskapene er naturlige monopoler som erunderlagt et omfattende reguleringsregime, og deer mange og forskjellige. Det er den enkelte kon-sesjonær som har ansvaret for levering av nettje-nester til alle som etterspør det i sitt konsesjons-område. Det norske kraftnettet har generelt høyleveringssikkerhet og god leveringskvalitet.

Kraftsystemet er i endring, og utviklingentrekker i retning av at det blir mer krevende å

drifte strømnettet. Det er derfor behov for en mersamordnet tilnærming for å løse utfordringene vistår overfor i årene som kommer. Innføring avsmarte nettløsninger innebærer gjerne storeinvesteringer, men kan ha stor nytteverdi. Det eruheldig dersom samfunnsøkonomiske lønn-somme løsninger ikke utnyttes på en god måte.

Nettreguleringen gir insentiver til å velge kost-nadseffektive løsninger, enten det er nye teknolo-giske og markedsmessige løsninger, eller mer tra-disjonelle investeringer i økt kapasitet. Det er vik-tig for nettselskapene å ha oppmerksomhet rettetmot potensielle nye løsninger slik at de kan tarasjonelle investeringsbeslutninger.

Departementet vil ta initiativ til å etablere etforum for informasjonsinnhenting og kunnskaps-deling. NVE vil få i oppgave å initiere forumet.Forumet skal vurdere hva et smartere strømnettvil innebære for nettselskapene, og hvordan tek-nologien kan tas i bruk, utnyttes og videreutviklespå en best mulig måte for nettet.

Nettselskapenes rolle som nøytral tilretteleg-ger for markedet må ivaretas. I tillegg bør sikker-hetsaspektet, både på IKT-siden og når det gjelderpersonvern, inngå. Forumet kan også bidra til åidentifisere problemstillinger som er relevante forNVEs videreutvikling av det regulatoriske ramme-verket.

14.4 Ny teknologi og nye løsninger gir fleksibilitet og økt forsynings-sikkerhet

Regjeringen vil legge til rette for at den teknolo-giske utviklingen og utviklingen av nye markeds-løsninger bidrar til å styrke forsyningssikkerhe-ten. Det norske kraftsystemet er i dag fleksibeltsammenliknet med systemene i de fleste landeneomkring oss. Store kraftprodusenter med vann-magasiner og store sluttbrukere bidrar med verdi-full fleksibilitet. I tillegg responderer sluttbru-kerne på de langsiktige svingningene i kraftpri-sen.

En fremtidsrettet utvikling av energisystemetinnebærer blant annet at dagens regulering avenergimarkedene må tilpasses de nye løsningenesom utvikles, både på produksjons- og forbrukssi-den. Egenskapene ved de nye energiløsningenemå vurderes opp mot samlet nytte og kostnad forhele energisystemet.

De nye utfordringene i kraftsystemet, særlig idistribusjonsnettet, er delvis forårsaket av nye for-bruksmønstre. Ny teknologi gjør det mulig forflere sluttbrukere å styre energibruken i større

Figur 14.1 Helautomatisk nettstasjon som del av et smartere distribusjonsnett.

Med støtte fra Enova tester Lyse teknologier og løsninger for ågjøre distribusjonsnettet smartere. Blant annet blir 30 nettsta-sjoner helautomatiske.Foto: Lyse Nett/Elisabeth Tønnessen.Kilde: Enova


grad enn tidligere. Digitalisering og bruk av avan-serte måle- og styresystemer (AMS) gir størrehandlingsrom for sluttbrukerne. Den enkeltesluttbruker gis muligheten til et mer bevisst for-hold til eget forbruk og kan selv delta aktivt ikraftmarkedet.

Ny teknologi gjør at både næringskunder oghusholdningskunder kan delta aktivt i marke-dene. Dette kan enten skje ved at de respondererpå prissignaler, eller ved at de tilbyr fleksibilitetmot kompensasjon. For eksempel kan en tjeneste-leverandør som representerer flere husholdnin-ger og/eller virksomheter, aggregere deres tilbudav fleksibilitet og tilby denne videre i markedene.

NVE vil se nærmere på mulighetene for åbruke markedsmekanismer for fleksibilitet for åhåndtere kapasitetsbegrensninger i distribusjons-nettet. En markedsløsning for lokal fleksibilitetkan legge til rette for riktig verdsetting av fleksibi-litet hos nettselskapet og synliggjøre alternativ-kostnaden til nettinvestering. En slik tilnærmingkan bidra til at det utvikles kostnadseffektive flek-sibilitetsløsninger gjennom konkurranse og inno-vasjon. For at nettselskapene skal kunne velgelokal fleksibilitet som alternativ til nettutbygging,må fleksibilitet som tilbys gjennom en markeds-løsning være pålitelige og konkurransedyktig.

Utviklingen av lokale produksjonsteknologierog batterier, smarte styringssystemer og mereffektiv bruk av energi vil til sammen påvirkeenergisystemet på en måte det er vanskelig å for-utse i dag. Disse løsningene vil sannsynligvis blimer lønnsomme etter hvert som teknologieneutvikler seg og samfunnets behov for sikkerstrømforsyning øker. Egenskapene ved de nyeløsningene må vurderes opp mot samlet nytte ogkostnad for hele samfunnet.

14.4.1 Effekttariffer

Ny teknologi legger til rette for at sluttbrukerekan ha et mer aktivt forhold til sitt strømforbruk.Hvorvidt forbrukerne vil utnytte disse mulighe-tene, avhenger blant annet av hvordan nettariff-ene utformes.

Både effektivitets- og rimelighetshensyn tilsierat tariffer bør reflektere hvordan brukeren påvir-ker kostnadene i nettet. Strømnettet bygges ut ogdimensjoneres slik at strømforsyningen kan opp-rettholdes selv når forbruket er på sitt høyeste.Det forventes at forbruket vil bli mer energieffek-tivt, men også mer effektkrevende. Dette kan betyat belastningen på nettet blir større i enkelttimer,samtidig som det blir færre kilowattimer å delekostnadene på.

Fordi nettet må dimensjoneres etter effektbe-hovet, kan kundenes effektbelastning være etrelevant kriterium for tariffering. Slike tariffer vil,sammen med anleggsbidrag, gi signaler til kun-den om at deres beslutninger og forbruk kan habetydning for utbygging og dimensjonering avnettet. Det er hensiktsmessig at kundene tar inno-ver seg de kostnadene de påfører nettet, men sam-tidig kan det være uheldig å gi signaler om knapp-het på tidspunkt hvor det er ledig kapasitet. Hvorstor påvirkning effekttariffer vil ha på kundensforbruksmønster vil avhenge av tariffutformingenog samspillet med utviklingen av formidlings- ogstyringsløsninger i markedet for øvrig. Sammen-liknet med dagens tariff vil effektbaserte tariffertrekke i retning av at det blir mer lønnsomt å redu-sere forbruket når nettet er høyt belastet.

NVE vil vurdere om det bør gjøres forskrifts-endringer som innebærer større grad av effekt-basert tariffering. NVE gjennomførte i 2015 enkonsepthøring om tariffer for uttak i distribusjons-nettet. I høringsdokumentet ble det skissert for-skjellige alternativer for hvordan nettselskapenekan utforme tariffer slik at nettleien i større gradgjenspeiler hvordan kundene belaster nettet, oggir en mer kostnadsriktig fordeling av nettkostna-dene mellom kundene. Gjeldende regulering girnettselskapene anledning til å bruke effekt somtariffgrunnlag. De fleste nettselskapene har i langtid anvendt et slikt tarifferingsgrunnlag for størresluttbrukere. Et fåtall nettselskap har introduserteffektbaserte tariffer overfor husholdninger ogandre mindre sluttbrukere.


15 Lønnsom utbygging av fornybar energi

15.1 Innledning

Tilgangen på fornybar energi er et stort fortrinnfor Norge. Andelen fornybar energi i vår samledeenergibruk øker. Norges fornybarandel, slik detteregnes etter fornybardirektivet, har vokst fra 58prosent i 2004 til over 69 prosent i 2014. Norge harsammen med Island den høyeste fornybarandeleni Europa. Mens de europeiske landene må gjen-nom store og krevende omstillinger i energisekto-ren, der behovet for nyinvesteringer er stort, harNorge en nær utslippsfri elektrisitetsproduksjon.

Regjeringen vil legge til rette for lønnsom pro-duksjon av fornybar energi i Norge. Regjeringenmener dette i størst mulig grad bør skje i et kraft-marked der kraftproduksjon bygges ut etter sam-funnsøkonomisk lønnsomhet. På den måten kanvi utnytte de fornybare energiressursene våre påen måte som skaper mest mulig verdier for sam-funnet, til lavest mulig kostnad. Regjeringen fort-setter også innsatsen for å bidra til utvikling ogbruk av nye teknologier for fornybar energi.

Den store regulerbare vannkraften vil fortsattvære ryggraden i energisystemet vårt. Vannkraft-produksjon er viktig i et europeisk klimaperspek-tiv, og gjør at vi opprettholder forsyningssikkerhe-ten i det norske og nordiske kraftsystemet. Beho-vet for reguleringsevne og fleksibilitet forventes åøke i årene som kommer.

Det er av stor betydning for kraftsystemet vårtat vannkraften som allerede er bygd ut oppretthol-des og videreutvikles. En stor del av norsk vann-kraftproduksjon er bygd i årene etter krigen og tilslutten på 1980-tallet. Det er derfor nå et betydeligbehov for vedlikehold og reinvesteringer frem-over.

Regjeringen ønsker en mer effektiv konse-sjonsbehandling, og foreslår også at Samlet planfor vassdrag avvikles for å forenkle prosessenfrem mot konsesjon. Regjeringen vil legge til rettefor en forsvarlig utnyttelse av det gjenværendepotensialet for ny vannkraft.

Olje- og energidepartementet sikter på å opp-nevne en ekspertgruppe som skal gi anbefalingerom omlegging av ordningene med konsesjons-kraft og -avgift for vannkraft. Formålet er å oppnå

en effektiv og samfunnsmessig rasjonell utnyt-telse av vannkraftressursene på en bedre måte.Forslag til regelverksendringer må samtidig vur-deres opp mot eksisterende plikter til å avgi kon-sesjonskraft til kommuner og fylkeskommuner ogbetale konsesjonsavgifter.

Vannkraftreguleringene gir mulighet for flom-demping. Klimaendringer gjør dette perspektivetviktigere enn før. Regjeringen vil øke oppmerk-somheten om vannkraftreguleringenes bidrag tilflomdemping.

Regjeringen vil legge til rette for miljøforbe-dringer i vassdrag med eksisterende vannkraftut-bygging. De miljøforbedringer som kan oppnåsmå veies opp mot tapt kraftproduksjon og regule-ringsevne. I en del tilfeller må det aksepteres tapav noe produksjon, men det vil også være mulig imange tilfeller å oppnå betydelige miljøforbedrin-ger uten slike tap. I de nærmeste årene vil det blibehandlet flere saker om revisjon av vilkår i eldrevassdragsreguleringskonsesjoner.

Regjeringen vil at konsesjonspolitikken for nyvannkraft etter 2020 i større grad skal vektleggeevnen til å produsere når behovet er størst. Utbyg-ging av små vannkraftverk bidrar til noe nærings-utvikling lokalt, men medfører også et stort antallinngrep og produksjonen er ofte størst i de deleneav året med minst kraftbehov.

Regjeringen legger til grunn at det er viktig åbevare et representativt utvalg av den norske vass-dragsnaturen. Vassdragsvernet ligger i hovedsakfast. I særskilte tilfeller med vesentlig samfunns-nytte, for eksempel i form av vesentlig flom- og/eller skreddempende effekt, og akseptable miljø-konsekvenser, bør det kunne åpnes for konse-sjonsbehandling av vannkraftverk i vernede vass-drag. For å opprettholde helheten i vassdragsver-net, vil regjeringen gå inn for å styrke vernever-dier i enkelte vassdrag som inngår i Verneplan forvassdrag gjennom områdevern etter naturmang-foldloven.

Regjeringen vil legge til rette for en langsiktigutvikling av lønnsom vindkraft i Norge. Vindkraf-ten er ikke regulerbar og har stor variasjon overdøgn og uke, men har en produksjonsprofil somer godt tilpasset forbruket over året. Olje- og ener-


gidepartementet vil derfor utarbeide en nasjonalramme for konsesjonsbehandling av vindkraft påland. Det tas også sikte på å klargjøre hvilke hav-områder det kan være aktuelt å åpne for søknaderom konsesjon for vindkraft til havs.

Regjeringen vil ikke innføre nye mål underelsertifikatsystemet etter at fristen for det eksis-terende systemet løper ut i 2021. De senere årenehar subsidieordninger vært avgjørende for inves-teringer i ny energiproduksjon. Det har samtidigvært krevende for aktørene i kraftmarkedet åfinne lønnsomhet i investeringer i ny produksjons-kapasitet. Et velfungerende marked vil gjennomkraftprisene gi effektive signaler om verdien avproduksjon og langsiktige investeringer. Utviklin-gen av fremtidens energisystem må skje på enmåte som ikke svekker verdien av de fornybareenergiressursene.

15.2 Vannkraften er ryggraden i energi-forsyningen

Det er av stor betydning for det klimavennligekraftsystemet vårt at vannkraften som allerede erbygd ut opprettholdes og videreutvikles. Lønn-somheten i vannkraftsektoren er svekket de sisteårene. Samtidig er det et økende behov for nød-vendige reinvesteringer i eldre anlegg.

Vannkraften er i dag den viktigste teknologienfor fornybar energi med mulighet til å lagre myeenergi. Store vannkraftverk med reguleringsevnebidrar til forsyningssikkerheten gjennom heleåret, og gjør kraftsystemet mer robust mot forstyr-relser og feil. Dette er fordeler annen produksjonav fornybar energi ikke har.

Energiproduksjon som bidrar med regule-ringsevne eller gunstig produksjonsprofil overåret og døgnet blir enda viktigere når en størreandel av kraftproduksjonen ikke er regulerbar.Regjeringen mener det er viktig å ta vare på ogutvikle kraftverk som har disse egenskapene, ogønsker at det gjennomføres lønnsomme investe-ringer, reinvesteringer, opprustning og utvidelse ivannkraft. Formålet er å opprettholde og videreut-vikle reguleringsevnen i det norske vannkraftsys-temet. Regjeringen legger til grunn at utnyttelsenav vassdragene skjer på en måte som ivaretar vik-tige miljøverdier.

Økt utnyttelse av vannkraftens regulerings-evne innebærer mer effektkjøring. De tilhørenderaske endringene i vannføring og vannstand kangi konsekvenser for fugl, fisk og bunndyr. Det vilderfor være viktig å avveie fordelene med effekt-

kjøring mot ulempene for miljøet og andre bruke-rinteresser.

15.2.1 Avvikling av Samlet plan

Samlet plan for vassdrag angir en utbyggingsrek-kefølge for stor vannkraft, der formålet er at debeste og minst konfliktfylte prosjektene skal reali-seres først. Samlet plan har vært et nyttig verktøyfor å redusere konfliktene i norsk vannkraftutbyg-ging og har gitt en god oversikt over ressursene.Regjeringen mener at Samlet plan i dag har litenpraktisk nytte, og vil avvikle ordningen som for-valtningsverktøy. Den resterende prosjektporte-føljen er liten, og planen er ikke oppdatert sidensiste behandling i Stortinget i 1993. Det medførerat mye av informasjonen om prosjektene er utda-tert. Konsesjonsbehandlingen skal sikre at pro-sjekter med uakseptable miljøvirkninger, ellersom innebærer dårlig ressursutnyttelse, ikke blirrealisert.

I dag behandles søknader om omplassering avprosjekter til gruppen som er klarert for å kunnesøke konsesjon av Miljødirektoratet i samråd medNVE. Det samme gjelder søknader om fritak forbehandling etter Samlet plan for prosjekter somikke tidligere har vært omfattet av planen. Der-som et prosjekt ikke blir klarert, kan det ikkesøkes om konsesjon. De siste ti årene har det blittbehandlet 66 prosjekter, og direktoratene harvært uenige i svært få saker. Det er i dag kun 15prosjekter som ikke er klarert for å søke konse-sjon i Samlet plan. Enkelte prosjekter utenforSamlet plan vil kunne komme i tillegg. Ved Stor-tingets behandling av St. prp. nr. 75 (2003–2004)Supplering av Verneplan for vassdrag, ble små-kraftverk fritatt for behandling etter Samlet plan.Mange av de mest konfliktfylte Samlet plan-pro-sjektene er innlemmet i Verneplan for vassdrag iforbindelse med suppleringene av denne.

Selv om Samlet plan avvikles som forvaltnings-verktøy, vil fortsatt relevant kunnskap som bleinnhentet i arbeidet med planen kunne brukes ikonsesjonsbehandlingen. Det generelle kunn-skapsgrunnlaget om miljøforholdene i vassdra-gene er betydelig forbedret siden Samlet plan bleopprettet. Blant annet har arbeidet med regionalevannforvaltningsplaner etter vanndirektivet med-ført omfattende kartlegging av miljøtilstanden inorske vassdrag.

Departementet vil utrede og legge frem et lov-forslag som gir konsesjonsmyndigheten adgangtil å gi tidlig avslag i større vann- og vindkraftsa-ker, jf. kap. 15.4.1. Tiltak som medfører vesentligenegative virkninger for miljø eller annen areal-


bruk, eller har svak prosjektøkonomi, bør kunnegis tidlig avslag. Adgangen til å gi tidlig avslag vilfylle noe av den samme funksjonen som behand-ling etter Samlet plan, men uten en forutgåendeadministrativ behandling som nå. Det vil i denenkelte sak være opp til konsesjonsmyndighetenå bestemme om adgangen til tidlig avslag skalbenyttes.

En avvikling av Samlet plan innebærer en for-enkling ved at alle større vannkraftprosjekter, ivassdrag som ikke er vernet, kan konsesjonsbe-handles på ordinær måte med melding, konse-kvensutredning og søknad.

15.2.2 Strategi for opprustning og utvidelse

Regjeringen ønsker å legge til rette for at potensi-alet for opprustning og utvidelse av vannkraftverkkan realiseres. Selv om norske vannkraftverk ergodt vedlikeholdte, er gjennomsnittsalderen høy.Når det uansett må investeres, eller gjøresendringer i kraftverkene som kan medføre stans,er det viktig at mulighetene for opprustning ogutvidelse blir vurdert samtidig.

Utvidelsesprosjekter gir det største potensialetfor ny kraft. Det teknisk-økonomiske potensialetfor ny kraft gjennom opprustning og utvidelser eranslått til 6 TWh/år. Dette inkluderer saker tilbehandling og saker som har konsesjon, men somikke er bygd. Av dette kan mindre enn ti prosenttilskrives opprustning. Mer enn nitti prosent avpotensialet er følgelig knyttet til utvidelser. I til-legg til potensialet for ny kraftproduksjon, kom-mer et potensial for økt effekt og økt regulerings-evne.

Rene opprustningsprosjekter øker ikke utta-ket av vann fra vassdraget, og medfører som regelsvært små miljøvirkninger. Utvidelser innebærernye inngrep. Omfanget av inngrep vil normaltvære mindre ved utvidelser enn ved utbygging avnye vannkraftprosjekter, da mye av den eksis-terende infrastrukturen kan benyttes. Det er imid-lertid ikke alltid tilfelle at utvidelser medfører min-dre miljøkonsekvenser enn nye kraftverk. Regje-ringen vil legge opp til at konsesjonsbehandlingav opprustnings- og utvidelsesprosjekter blir prio-ritert.

For mange kraftverk vil det bli gjennomførtrevisjon av vilkår i eldre vassdragsreguleringskon-sesjoner de nærmeste årene. Der det er mulig, vilkonsesjonsmyndighetene legge opp til en samord-net behandling med opprustnings- og utvidelses-prosjekter i samme vassdrag. En samordning kan

føre til en raskere saksbehandling samlet sett oggi et bedre resultat.

Opprustnings- og utvidelsesprosjekter er unn-tatt fra kravene om melding. Det bidrar til raskerebehandling ved at det kan søkes konsesjondirekte.

Regjeringen vil effektivisere saksbehandlin-gen og delegere myndighet til å treffe vedtak imindre saker om vassdragsreguleringer til NVE,jf. kap. 15.4.5. I dag behandles mange opprust-nings- og utvidelsessaker både i NVE og i Olje- ogenergidepartementet, før endelig konsesjon gis avKongen i statsråd. Tidsbruken og ressursinnsat-sen står ikke alltid i forhold til størrelsen på ogvirkningen av prosjektet.

I konsesjonssaker vurderes fordeler og ulem-per samlet. I den grad opprustnings- og utvidel-sesprosjekter bidrar til økt reguleringsevne, vildette bli vektlagt i konsesjonsbehandlingen.

Ordningene med konsesjonskraft og -avgiftergir ikke optimale insentiver til en samfunnsmessigrasjonell utnyttelse av vannressursene. Ordnin-gene kan være til hinder for at gode opprustnings-og utvidelsesprosjekter blir realisert. Olje- ogenergidepartementet sikter på å oppnevne enekspertgruppe som skal gi anbefalinger omomlegging av ordningene med konsesjonskraft og-avgift for vannkraft. Dette er nærmere omtaltunder kap. 15.2.7. Mesteparten av det kjentepotensialet for opprustning og utvidelse er omfat-tet av Samlet plan. Forslaget om å avvikle behand-lingen etter Samlet plan er derfor også et bidrag

Figur 15.1 Mer effektiv utnyttelse av vann-ressursene.

Med støtte fra Enova installerer Agder Energi en miniturbinsom skal lage elektrisitet av vannet som slippes gjennom dem-ningen som følge av krav om minstevannføring. Dette innova-tive prosjektet vil bidra til en ekstra produksjon på 1,8 GWh.Foto: Agder Energi


til å få frem disse prosjektene på en enklere måteenn i dag.

15.2.3 Vernede vassdrag

Regjeringen legger til grunn at det er viktig åbevare et representativt utvalg av den norske vass-dragsnaturen. Verneplan for vassdrag ligger ihovedsak fast. Mange av de vernede vassdrageneer samtidig nasjonale laksevassdrag.

I særskilte tilfeller med vesentlig samfunns-nytte, for eksempel i form av vesentlig flom- og/eller skreddempende effekt, og akseptable milj-økonsekvenser, bør det kunne åpnes for konse-sjonsbehandling av vannkraftverk i vernede vass-drag. I slike tilfeller kan det være aktuelt for regje-ringen å komme tilbake til Stortinget med kon-krete forslag om å åpne for konsesjonsbehand-ling.

Odda kommune og Sunnhordland kraftlag harlansert et prosjekt i nedre del av det vernede Opo-vassdraget, der formålet er å bedre sikkerhetenmot flom i kombinasjon med kraftutbygging.Regjeringen tar sikte på, jf. Innst. 9 S (2015–2016), å legge frem en sak om varig flomvern iOpovassdraget for Stortinget i løpet av 2016, hvoralle aktuelle tiltak, inkludert konsesjonsbehand-ling i nedre del av vassdraget, vurderes.

Verneplan for vassdrag er først og fremst etvern mot vannkraftutbygging, men verneverdieneskal også tas hensyn til ved andre typer tiltak. Forå opprettholde helheten i vassdragsvernet vilregjeringen samtidig gå inn for å styrke vernever-dier i enkelte vassdrag som inngår i Verneplan forvassdrag gjennom områdevern etter naturmang-foldloven.

Ved behandlingen av St.prp. nr. 53 (2008–2009) Verneplan for vassdrag – avsluttande sup-plering, ble det som del av vernet av Vefsna fast-satt at det skulle gjennomføres et regionalt plan-prosjekt for vassdraget. Hensikten med planen varå se på muligheter for utbygging av mindre vann-kraftverk samtidig som verneverdiene ble bedrekartlagt. Den regionale planen for Vefsna ble ved-tatt av fylkestinget i Nordland i 2014. Det realis-tiske kraftpotensialet når man skal ta hensyn tilverneverdiene, er beskjedent.

Erfaringen fra planprosjektet i Vefsna er atkraftpotensialet som eventuelt kan bli realisert, erlavt sett opp mot de ressursene som er lagt ned iutviklingen av den regionale planen. En overfø-ring fra Vefsna til eksisterende vannkraftmagasin iRøssågavassdraget, som før vernevedtaket blevurdert i Statkraft og Helgelandskraft sitt arbeidmed «Muligheter Helgeland», kunne til sammen-

likning gitt nærmere 1 TWh ny regulerbar kraft.Regjeringen mener fylkeskommunene bør vise til-bakeholdenhet med å sette i gang flere planpro-sesser i vernede vassdrag.

15.2.4 Miljøforbedringer i utbygde vassdrag

Vannkraft representerer en betydelig miljøpåvirk-ning i norske vassdrag. Regjeringen vil legge tilrette for miljøforbedringer i vassdrag med eksis-terende vannkraftutbygging, blant annet som enoppfølging av vanndirektivet. De miljøforbedrin-ger som kan oppnås må veies opp mot tap iutslippsfri kraftproduksjon, reguleringsevne ogflomdempingskapasitet.

I vannforvaltningsplanene etter vanndirekti-vet settes det miljømål for alle vannforekomster.Vannforekomster som er påvirket av kraftutbyg-ging, og som ikke med rimelighet kan nå miljømå-let for naturlige vannforekomster, vil bli utpektsom sterkt modifiserte vannforekomster. Fordisse fastsettes tilpassede miljømål som ivaretarhensynet til samfunnsnytten av kraftproduksjo-nen. Miljømålet for disse vannforekomstene skalsettes lik antatt virkning av alle realistiske miljøtil-tak. At et tiltak er realistisk betyr at nytten forsamfunnet vurderes som større enn kostnaden.

Ved pålegg om miljøforbedringer for eksis-terende vannkraftverk, vil vassdragsmyndighe-tene legge vekt på å finne frem til tilpassede tiltaksom ivaretar økologien i vassdragene. I arbeidetmed de regionale vannforvaltningsplanene hardet vært særlig oppmerksomhet om regulertevassdrag, og hensynet til laksefisk og truede artersom for eksempel elvemusling.

Nye vassdragskonsesjoner kan revideres 30 åretter at konsesjonen ble gitt, og alle eldre regule-ringskonsesjoner kan revideres senest i 2022. Enrevisjonssak kan være svært tidog ressurskre-vende. Dette innebærer at det kan ta lang tid å fåtil miljøforbedringer. Regjeringen vil trappe opparbeidet med revisjonssaker slik at samfunnsøko-nomisk lønnsomme miljøforbedringer blir gjen-nomført raskere.

Eldre konsesjoner gitt før 1992 har ikkemoderne naturforvaltningsvilkår. Regjeringen vilutrede hvordan dagens naturforvaltningsvilkår,eller andre effektive virkemidler, mer rasjoneltenn i dag kan gjøres gjeldende for i første omgangvassdrag med konsesjon der det er kjente mil-jøproblem. Standardvilkår gjør det mulig åpålegge miljøtiltak som ikke medfører produk-sjonstap, for eksempel biotopjusterende tiltakeller tilrettelegging for fiskevandring. Mange ste-der er det mulig å oppnå betydelige miljøforbe-


dringer ved bruk av standardvilkår. Regjeringenvil bruke standardvilkåret for naturforvaltningmer aktivt for å forbedre tilstanden i utbygde vass-drag.

Nasjonale føringer fra Klima- og miljødeparte-mentet og Olje- og energidepartementet tilsier atom lag 50 vassdrag vil bli prioritert for tiltak sommedfører produksjonstap i forbindelse med revi-sjon av eldre vassdragsreguleringskonsesjoner.Det vil bli gjennomført revisjon i en rekke vass-drag de nærmeste årene.

For å gjøre forbedringer i andre vassdrag ennrevisjonsvassdragene, kan vilkår omgjøres ellervannkraftanlegg uten konsesjon innkalles til kon-sesjonsbehandling der det foreligger sterke miljø-messige hensyn. Av de nasjonale føringene frem-går det at det bør utvises forsiktighet med å fore-slå innkalling og omgjøring som medfører pro-duksjonstap.

Det er behov for bedre oversikt over tiltak ivassdrag som ikke har konsesjon og lokaliserin-gen av disse, herunder eldre vannkraftverk. Olje-og energidepartementet vil sammen med Klima-og miljødepartementet gjennomføre en kartleg-ging av og utarbeide en oversikt for anlegg utenkonsesjon.

15.2.5 Potensialet for flomdemping ved nye og eksisterende reguleringer

Regjeringen legger opp til at vektlegging av flom-dempende effekt blir enda viktigere i fremtidigkonsesjonsbehandling. Flomdemping vil være etsentralt tema når fordeler og ulemper ved nyereguleringer skal avveies under konsesjonsbe-handlingen.

Vassdragsreguleringer vil normalt bidra til åutjevne vannføringen i vassdrag, og kan ha bety-delig flomdempende effekt. Størrelsen på magasi-net i forhold til nedbørfeltet og flomvolumet eravgjørende for reguleringens flomdempendepotensial. Virkningen er størst rett nedstrømsmagasinet, men magasiner kan i noen tilfellerogså gi betydelig flomdemping langt ned i vass-draget.

Det er forventet at klimaendringer vil føre tilflere skadeflommer i Norge. Fremtidig arealutnyt-telse i og langs vassdrag bør derfor skje på enmåte som ikke øker flomdempingsbehovet.

Nedbøren over året vil generelt øke i hele lan-det, men vil fordele seg ulikt mellom regioner ogårstider. Dette vil påvirke flommønstrene. Det erforventet flere lokale, intense nedbørsflommer. Imindre vassdrag der intense nedbørsepisoder kangi store flomskader, er det utfordrende å etablere

store nok reguleringsmagasiner slik at flomska-der reduseres. Ved regnflommer i større vassdragvil flommene påvirkes av at større nedbørfelt hardempende effekt, men lengre perioder med regnkan også i slike vassdrag gi store flommer. Nor-malt er det lettere å etablere reguleringsmagasin istørre felt. Fremskrivninger tyder på at det vil blifærre store snøsmelteflommer med endret klima.

Det har blitt realisert få vannkraftprosjektermed stor grad av regulering de siste tiårene.Ulempene ved etablering av magasiner er ofteknyttet til konsekvenser for natur, miljø og kultur-minner. Hensynet til disse og andre interesser harvært med på å begrense etableringen av nye regu-leringsmagasiner.

Flomdemping blir et sentralt tema ved revisjonav eldre reguleringskonsesjoner. I mange av dissesakene er det interessenter som ønsker magasin-restriksjoner av hensyn til natur, miljø og frilufts-liv. Effekten på flomdempingskapasiteten vil vari-ere fra sak til sak, men må tillegges betydeligvekt. Å ivareta den flomdempingskapasiteten somallerede finnes i reguleringsmagasinene vil væreviktig.

I dag er det få prosjekter til konsesjonsbehand-ling som har gode reguleringsmuligheter og endafærre der flomdemping er en sentral problemstil-ling. I årene som kommer vil imidlertid mangereguleringsanlegg måtte rehabiliteres og eventu-elt bygges om. I tillegg finnes det flere opprust-nings- og utvidelsesprosjekter. Dette åpner oppfor å samtidig vurdere muligheter for økt flom-demping, for eksempel ved at man overfører vannfra et flomutsatt vassdrag til et eksisterende regu-leringsmagasin.

15.2.6 Rettigheter til grunn og fall

Etter vannressursloven skal det ved utmåling avekspropriasjonserstatninger legges til en merer-statning på 25 prosent. Formålet med dette tilleg-get var opprinnelig å gi den tidligere eieren en delav gevinsten ved utbygging av et vassdrag. Merer-statningen kom i tillegg til den ordinære erstatnin-gen som var basert på en beregning av naturhes-tekrefter. Etter at mange vannfall nå er separatutbyggbare til småkraftverk, har rettspraksisutviklet seg i retning av at erstatning utmåles ettermarkedspris, og ikke etter den gamle naturheste-kraftmetoden.

De store vannkraftutbyggingene er i dag ofteøkonomisk marginale. Erstatning etter markeds-pris for separat utbyggbare vannfall kan i seg selvmedføre at marginale prosjekter ikke er lønn-somme. Tillegget på 25 prosent forsterker dette.


Et forslag om å oppheve vannressurslovens ogvassdragsreguleringslovens særbestemmelser om25 prosent tillegg på ekspropriasjonserstatningervar på alminnelig høring i 2013. Forslaget fikk myestøtte under høringen, men det var også flere inn-vendinger. Innvendingene knyttet seg særlig til atforslaget også omfattet andre grunneierrettigheterenn vannfall. Departementet utreder om disse inn-vendingene kan tas hensyn til i det videre arbeidetmed sikte på et lovforslag som kan fremmes forStortinget.

15.2.7 Konsesjonskraft og konsesjonsavgifter

Olje- og energidepartementet tar sikte på å opp-nevne en ekspertgruppe som skal gi anbefalingerom omlegging av ordningene med konsesjons-kraft og konsesjonsavgift for vannkraft. Departe-mentet legger opp til at ekspertgruppen skal haøkonomisk og juridisk kunnskap om energi- ogvassdragsområdet, og at vassdragskommuneneskal være representert i gruppen.

Formålet med ekspertgruppen er å oppnåmålet om en effektiv og samfunnsmessig rasjonellutnyttelse av vannkraftressursene på en bedremåte. Arbeidet skal også ha som mål å forenkleordningene. Forslag til regelverksendringer måvurderes opp mot eksisterende plikter til å avgikonsesjonskraft og betale konsesjonsavgift.

Konsesjonskraft og -avgift ble innført i lovver-ket tidlig på 1900-tallet. Den gang var det først ogfremst staten og bykommunene som bygget utvannkraft. Opprinnelig skulle plikten til å avgikonsesjonskraft sikre at også distriktet hvor vann-kraftutbyggingen fant sted fikk tilgang på elek-trisk kraft.

Med full elektrifisering og med innføring avkraftmarkedet disponerer kommunene i dag frittover konsesjonskraften. Konsesjonskraft og-avgift sikrer utbyggingskommuner og fylkeskom-muner en betydelig andel av verdiskapingen fravannkraftproduksjonen, og fungerer også som enkompensasjon for naturinngrepet. Konsesjons-kraft og -avgift er viktige inntektskilder for mangekommuner og fylkeskommuner.

Vilkår om konsesjonskraft og konsesjonsavgiftkommer i tillegg til erstatninger, generelle skatterog særskattene på vannkraft. Konsesjonskraft og -avgift betales uavhengig av om selskapet har over-skudd, og uavhengig av om kraftverket er i drifteller ikke. Avståelse av konsesjonskraft og -avgiftsvekker investeringsinsentivene og lønnsomheteni kraftverkene direkte.

Konsesjonskraft og -avgifter gir ikke kraft-verkseierne optimale insentiver til samfunnsmes-

sig rasjonell utnyttelse av vannressursene. Ord-ningene kan føre til at ellers lønnsomme prosjek-ter ikke blir gjennomført. Samtidig gir ordningenegode og relativt stabile inntekter til utbyggings-kommunene og fylkeskommunene. Dagens sys-tem med ulik beregning av konsesjonskraftprisfor konsesjoner før og etter 1959 gir ulike insenti-ver til utbygger og utbyggingskommune, særligved opprustning og utvidelse av eldre kraftverk.

For konsesjonsavgiftene har det med åreneoppstått betydelige forskjeller i avgiftssatsenesom kommer til utbetaling.

Ordningene sikrer ikke likebehandling verkenmellom utbyggingskommunene eller mellomkraftselskapene. I tillegg er dagens ordningerkompliserte og tidkrevende for kommunene,kraftselskapene og forvaltningen, og skaper oftekonflikter som i noen tilfeller må løses i domsto-lene. Forenkling av ordningene vil kunne spare tidog ressurser samt gi et mer oversiktlig og forut-sigbart system.

15.3 Vindkraft

Regjeringen vil legge til rette for en langsiktigutvikling av lønnsom vindkraft i Norge. Norge hargode vindressurser, og vindkraften har en produk-sjonsprofil som er godt tilpasset det norske for-bruket over året.

Vindkraftanlegg er arealkrevende, og det ernødvendig med gode avveininger av viktige miljø-og samfunnshensyn. Miljøutfordringene i forbin-delse med vindkraft er i stor grad knyttet til verdi-fulle naturtyper, fugleliv og landskap. Det kanogså være utfordringer knyttet til bebyggelse, fri-luftsliv, forsvarsinteresser, kulturminner, samiskeinteresser og naturmangfold mer generelt. Regje-ringen vil legge opp til en politikk som demperkonflikter og bidrar til at de beste lokalitetene blirvalgt.

Vindkraft er i dag økonomisk marginalt. Regje-ringen vil legge forholdene til rette for investerin-ger i lønnsomme vindkraftprosjekter i Norge.Stortinget har vedtatt gunstigere avskrivningsre-gler for vindkraft. Det er tatt forbehold om atreglene først kan tre i kraft når ESA har godkjentavskrivningene som lovlig statsstøtte.

Olje- og energidepartementet vil utarbeide ennasjonal ramme for konsesjonsbehandling avvindkraft på land. Det tas også sikte på å klargjørehvilke havområder det kan være aktuelt å åpne forsøknader om konsesjon for vindkraft til havs.


15.3.1 Varigheten til gitte konsesjoner

Regjeringen vil stramme inn praksis for behand-lingen av søknader om utsatt frist for idriftsettelsefor vindkraftkonsesjoner. Ved behandlingen avsøknader om forlenget frist, vil det blant annet blilagt vekt på i hvilken grad det foreligger tilstrek-kelig konkrete planer om å realisere prosjektet.

Vindkraftkonsesjoner har tidligere blitt gittmed fem års frist for idriftsettelse av anlegget.Utbygger har mulighet for å søke om forlengetfrist med ytterligere fem år av gangen. De sisteårene har alle vindkraftkonsesjoner blitt gitt medvarighet ut 2020. Etter at fristen for å få elsertifika-ter går ut, vil det finnes flere urealiserte prosjek-ter. Det koster lite å søke om fristforlengelse og åinneha en konsesjon. Det er derfor grunn til å troat det vil komme flere søknader om utsatt frist nårvi nærmer oss 2020.

Urealiserte vindkraftkonsesjoner båndleggerareal i kommunene. Det kan stå i veien for annenlønnsom samfunnsutvikling, og vil i en del tilfellerkunne bidra til at lokale konflikter opprettholdes.Dersom det har gått mange år, kan det også haoppstått endrede forhold som gjør det nødvendigmed nye eller oppdaterte utredninger og eventu-elt ny konsesjonsbehandling. Det er derfor ønske-lig å begrense videreføringen av konsesjoner somer gitt der det ikke er utsikter til å få realisert pro-sjektet innenfor en rimelig tidshorisont.

15.3.2 Nasjonal ramme for vindkraft

Regjeringen mener at en nasjonal ramme for vind-kraft vil bidra til forutsigbarhet, og en mer effektivkonsesjonsbehandling av fremtidige vindkraftpro-sjekter. De siste årene er det gitt mange vindkraft-konsesjoner som ikke har blitt realisert. I noen til-feller har prosjektene ført til betydelige konflikter.Disse erfaringene tilsier at det er behov for i noesterkere grad å styre hvor det søkes om konse-sjon.

Olje- og energidepartementet vil, sammenmed berørte departementer, utarbeide en nasjo-nal ramme for konsesjonsbehandling av vindkraftpå land. Nødvendig involvering av lokalt og regio-nalt folkevalgt nivå, og andre berørte interesser,vil bli avklart som del av arbeidet.

En nasjonal ramme skal definere større områ-der der det kan ligge til rette for utbygging avvindkraft på land. Det må tas utgangspunkt i envurdering av vindressurser og kraftsystemetsbehov. Det er også viktig å lokalisere vindkraftslik at det ikke er nødvendig å bygge mye nyttkraftnett.

Dette må så avstemmes mot andre viktigemiljø- og samfunnshensyn. Den nasjonale ram-men skal ikke være prosjektspesifikk, blant annetfordi de lokale variasjonene i vindressurser erstore. Det er også mye annen kunnskap som ikkeforeligger før en eventuell konsesjonsbehandling.

En nasjonal ramme for vindkraft skal ikkeerstatte konsesjonsbehandlingen. Det må likevellegges til grunn at det vil være vesentlig mer kre-vende å få konsesjon i et område som ikke erutpekt. Konsesjonsbehandlingen av prosjektersom allerede er omsøkt vil bli videreført uavhen-gig av arbeidet med en nasjonal ramme for vind-kraft. I arbeidet med den nasjonale rammen forvindkraft skal det også vurderes om rammen skallegges til grunn for vurderingen av hvilke ikke-realiserte konsesjoner som bør videreføres og ispørsmålet om tidlig avslag.

Kunnskap fra gjennomførte tematiske kon-fliktvurderinger og fra regionale vindkraftplanerkan inngå i vurderingsgrunnlaget for nasjonalramme for vindkraft. Ordningen med tematiskekonfliktvurderinger videreføres ikke.

I de fylkene som har godkjente planer for vind-kraft, er det tatt ulike hensyn i utvelgelsen avområder. I noen planer har sammenhengen mel-lom vindressurser, nettkapasitet og utpekte områ-der vært for svak. Dette har gitt planene varier-ende kvalitet.

Formålet med tematiske konfliktvurderingerhar vært å bidra til å finne vindkraftprosjekter somkan forenes med ulike sektorinteresser. Regjerin-gen legger til grunn at slike vurderinger på etoverordnet nivå kan innpasses i arbeidet med ennasjonal ramme for vindkraft, og at behovet fortematiske konfliktvurderinger knyttet til enkelt-prosjekter blir mindre. Behovet for slike vurderin-ger bør kunne dekkes innenfor rammen av konse-sjonsbehandlingen.

15.3.3 Kommunenes rolle

Regjeringen vil fortsette å vektlegge kommune-nes syn i behandlingen av konkrete vindkraftpro-sjekter. Kommunene er lokal planmyndighet ogstår nærmest til å vurdere betydningen av lokaleinteresser som blir berørt. Kommunene behand-ler byggesaker for små, konsesjonsfrie vindkraft-anlegg under 1 MW. Kommunene kan også leggetil rette for vindkraft gjennom arealplanleggingen.I enkelte vindkraftsaker kan det likevel værenasjonale eller regionale interesser av slik betyd-ning at det bør gis konsesjon selv om kommunener imot prosjektet. Tilsvarende vil konsesjonkunne avslås selv om kommunen er for prosjektet


dersom sterke nasjonale eller regionale hensyntaler imot.

15.3.4 En strategi for havbasert fornybar energi

Havenergilova trådte i kraft i 2010. Et viktig for-mål med havenergilova var å legge rammebetin-gelsene i god tid før eventuell utbygging, og å hakontroll med arealdisponeringen til havs. Av lovenfremgår det at etablering av fornybar energipro-duksjon til havs utenfor grunnlinjene i størreskala, kun kan skje etter at staten har åpnetbestemte geografiske områder for søknader omkonsesjon.

For å kunne åpne et område for vindkraft, mådet først gjennomføres en strategisk konsekvens-utredning. Som oppfølging av loven, utarbeidet endirektoratsgruppe en rapport som anbefalte 15områder for vindkraft til havs. I regi av NVE bledet deretter gjennomført en strategisk konse-kvensutredning av disse områdene, og det blepekt på fem områder som burde åpnes først. Medutgangspunkt i NVEs strategiske konsekvens-utredning, vil regjeringen ta sikte på å klargjørehvilke havområder det kan være aktuelt å åpne forsøknader om konsesjon.

Etter havenergilova kan det gjøres unntak frabestemmelsene om åpning av areal for testpro-sjekter som enkeltstående innretninger medavgrenset levetid eller for mindre anlegg som kunskal tilknyttes petroleumsvirksomhet.

Regjeringen mener at utbygging av vindkrafttil havs i større skala ikke er realistisk i Norge påkort til mellomlang sikt. Norge har fortsatt bety-delige vannkraftprosjekter og vindkraftprosjekterpå land som kan utbygges til en vesentlig laverekostnad enn det som er tilfelle for vindkraft tilhavs.

Et hovedelement i regjeringens strategi forhavenergi er å styrke satsingen på forskning, bådefor å bidra til teknologiutvikling og for å få kostna-dene ned. I FoU-strategien Energi21 er vindkrafttil havs fremhevet som ett av seks satsingsområ-der.

Det er allerede etablert gode forskningsmil-jøer innenfor vindkraft til havs, og støtteordningerfor forskning og utvikling av teknologier gjennomNorges forskningsråd. Regjeringen vil byggevidere på denne satsingen.

Flytende vindkraftanlegg til havs er en interes-sant teknologi, der norsk kompetanse og erfaringfra olje-, gassog maritim virksomhet gir et godtutgangspunkt for næringsutvikling og sysselset-ting. For å kunne gå videre fra forskning til kom-

mersialisering, vil det være nødvendig med test-og demonstrasjonsprosjekter. Energi21 vil, i sam-arbeid med Forskningsrådet, Enova og Innova-sjon Norge, gjennomføre et prosjekt for å få øktkunnskap om veien fra forskning til marked forulike teknologier.

Teknologiutviklingsprosjekter for havvindknyttet til petroleumsprosjekter offshore kan gimuligheter i fremtiden. DNV GL har for eksempellansert et konsept som innebærer å ta i bruk hav-vind til trykkstøtte innenfor petroleumsvirksom-heten. Statoil søkte høsten 2015 om konsesjon forå flytte demonstrasjonsanlegget Hywind, som idag er lokalisert utenfor Karmøy, til Valemonplatt-formen vest for Sognefjorden. Dersom prosjektetblir realisert, vil deler av kraftbehovet ved felteneKvitebjørn og Valemon kunne dekkes med vind-kraft.

Demonstrasjonsprosjekter i norske havområ-der vil åpne for at norske aktører kan få erfaringog bidra til innovasjon og utvikling av ny tekno-logi. Norske aktører bidrar allerede innenfor dettefeltet, blant annet som underleverandører til Sta-toils Hywind-prosjekt i Skottland. Demonstra-sjonsprosjekter i Norge kan søke støtte av Enova.

Det er gode muligheter for norske bedriftersom leverandører av teknologi og tjenester til etinternasjonalt marked innen vindkraft til havs. Detfinnes allerede en rekke norske leverandør- ogenergiselskaper som leverer til dette markedet,særlig i Tyskland, Storbritannia og Danmark. Nor-ske myndigheter vil legge til rette for internasjo-nalisering og oppfordre til deltakelse i internasjo-nalt samarbeid og i EUs forskningsprogrammer.

15.4 Tiltak for en mer effektiv konsesjonsbehandling

Regjeringen vil fortsette arbeidet med å effektivi-sere konsesjonsbehandlingen. Flere tiltak kan for-enkle og forbedre konsesjonsprosessen innenforde rammer som er fastsatt. Vedtakene skal værebasert på god kunnskap og være godt begrunnet.

Energiprosjekter skal være samfunnsøkono-misk lønnsomme for å kunne få konsesjon. Detbetyr at fordelene for samfunnet må overstigeulempene. Departementet vil gjennomgå metodik-ken for beregning av prissatte konsekvenser ikonsesjonsbehandlingen for å få et enda bedrebeslutningsgrunnlag i den enkelte sak, og for åkunne sammenligne teknologier og prosjekter.Det er imidlertid ikke realistisk å prissette allekonsekvenser. Ulempene ved nye energiprosjek-ter er blant annet knyttet til konsekvenser for


natur og miljø. Dette er samfunnsøkonomiskekostnader som det ofte er vanskelig å prissette,men som må vektlegges i konsesjonsbehandlin-gen på en systematisk måte.

Virkemiddelbruk for bevaring av truet naturskal bidra til god samordning og ressursbruk påtvers av sektorer. Regjeringen vil legge vekt på åbruke de mest treffsikre virkemidlene for å gi til-strekkelig beskyttelse uten å begrense annensamfunnsnyttig aktivitet mer enn nødvendig.

Inngrepsfrie naturområder (INON) brukesikke lenger som verktøy i arealpolitikken. Samti-dig kan store sammenhengende naturområdermed urørt preg ha stor verdi for naturmangfold,friluftsliv og landskap. Det vil derfor fortsatt bligjort konkrete vurderinger av eventuelle konse-kvenser for slike områder i konsesjonsbehandlin-gen.

15.4.1 Utvide muligheten for tidlig avslag

Enkelte svært konfliktfylte vannkraftog vind-kraftprosjekter får avslag først etter flere års saks-behandling. Saksbehandlingen krever kapasitetog ressurser både hos søker, hos konsesjonsmyn-dighetene, i kommuner og hos berørte interesser.Så lenge en søknad er under behandling, hindresogså annen utnyttelse av det berørte arealet.

Departementet vil utrede og legge frem et lov-forslag som gir konsesjonsmyndigheten adgangtil å gi tidlig avslag i større vann- og vindkraftsa-ker. Tiltak som medfører vesentlige negative virk-ninger for miljø eller annen arealbruk, eller harsvak prosjektøkonomi, bør kunne gis tidlig avslag.Innenfor denne rammen, vil Olje- og energidepar-tementet og Klima- og miljødepartementet underlovarbeidet vurdere hva som skal til for at konse-sjonsmyndigheten kan gi tidlig avslag.

For mindre vannkraftverk finnes allerede enhjemmel for tidlig avslag i vannressursloven. Enadgang til å gi tidlig avslag vil spare ressurser ikonsesjonsbehandlingen ved at prosjekter somåpenbart ikke er samfunnsmessig rasjonelle kangis en forenklet behandling og avslås tidlig i pro-sessen. Samtidig vil det bidra til å unngå lokalekonflikter knyttet til prosjekter som uansett ikkevil kunne få konsesjon.

Forskrift om konsekvensutredninger åpner forå unnlate å sende melding med forslag til utred-ningsprogram på høring eller å unnlate å fastsetteet program for konsekvensutredning dersomhøringen viser at tiltaket ikke bør gjennomføres.Bruk av denne muligheten på energiog vass-dragsområdet krever imidlertid en lovhjemmel isektorlovene.

15.4.2 Endringer i praksis med innsigelser

Ved Stortingets behandling av ny plan- og byg-ningslov, jf. Ot.prp. nr. 32 (2007–2008), ble detgjort flere endringer i forholdet mellom plan- ogbygningsloven og konsesjonsbehandlingen etterenergi- og vannressurslovgivningen. Blant annetble plan- og bygningslovens innsigelsesbestem-melser utvidet til også å gjelde søknader om kon-sesjon til kraftproduksjon.

Bestemmelsene om innsigelse innebærer atkommuner, fylkeskommuner, Sametinget og stat-lige fagetater kan fremme innsigelse til en konse-sjonssøknad når denne er på høring. Dersom inn-sigelsen ikke blir trukket, blir NVEs konsesjons-vedtak oversendt departementet for endelig avgjø-relse.

Departementet har erfart at bruken av ogkjennskapet til det nye innsigelsesinstituttet varie-rer. Departementet vil gjøre ordningen med innsi-gelser i energiog vassdragssaker bedre kjent hosstatlige, regionale og lokale myndigheter med inn-sigelsesrett.

De som har innsigelsesrett til søknader omenergi- og vassdragstiltak, har ofte også klagerettpå konsesjonsvedtakene. Fordelen med innsigelseer at den fremmes på et tidlig tidspunkt og leggergrunnlag for diskusjoner om det endelige utfallet.NVE avholder regelmessig innsigelsesmøter medde som fremmer innsigelse. Tiltakshaverne ernormalt ikke tilstede i slike møter og eventuelldialog mellom de som fremmer innsigelse og til-takshaver går via NVE.

Departementet vil gjennomføre en forsøksord-ning der NVE avholder innsigelsesmøter medbåde tiltakshaver og innsigelsesmyndigheten til-stede med sikte på å komme frem til omforenteløsninger. Formålet vil være å redusere antall inn-sigelser etter konsesjonsvedtak, og dermed foren-kle behandlingen.

15.4.3 Effektive konsultasjoner med Sametinget

Urfolk har rett til å bli konsultert i saker somberører deres interesser. I Avtale om prosedyrerfor konsultasjoner mellom statlige myndigheterog Sametinget fra 2005, er det regler for hvordankonsultasjoner med Sametinget skal gjennomfø-res.

Konsultasjonsplikten gjelder ikke bare overforSametinget, men også overfor samiske interessersom er direkte berørt. Reindriften og samiskbosetting kan for eksempel være berørt i sakerom utbygging av fornybar energi eller større


kraftledningsanlegg. Konsultasjoner gjennomfø-res da vanligvis med berørt reinbeitedistrikt.

Konsesjonsmyndighetene har de siste årenehatt en rekke saker der det har vært gjennomførtkonsultasjoner både med Sametinget og medrepresentanter for reindriftsinteressene. Konsul-tasjoner har vært gjennomført både som ledd iNVEs og departementets behandling. Departe-mentets erfaring er at konsultasjoner er tidkre-vende, og ikke alltid medfører konkrete resultateri form av forslag til løsninger, tilpasninger ogavbøtende tiltak.

Ved innføringen av innsigelsesretten i konse-sjonssaker, jf. kap. 15.4.2, fikk Sametinget et nyttvirkemiddel for å ivareta samiske interesser. Etterdepartementets syn oppfyller innsigelsesinstitut-tet de vesentligste hensynene bak konsultasjons-ordningen. I tillegg innebærer en innsigelse, der-som den blir stående, at saken overføres tilbehandling i departementet uten at Sametingettrenger å påklage vedtaket.

Regjeringen går inn for at konsultasjoner medSametinget skal samordnes med systemet for inn-sigelse i konsesjonssaker. Gjennom innsigelse fårSametinget påvirket vedtakene tidligere i proses-sen. Det sikrer en hensiktsmessig prosess for åavklare konflikter med samiske interesser, samti-dig som det kan gi en mer effektiv saksbehand-ling både for konsesjonsmyndigheten og Sametin-get.

Sametinget fremmer regelmessig innsigelsertil konsesjonssøknader som er til behandling iNVE. Innsigelsene har flere ganger blitt opprett-holdt med den begrunnelse at det ikke er blittgjennomført reelle konsultasjoner. Sametingetshovedinnvending er at det ikke har blitt presen-tert et forslag til løsning i konsesjonssaken, og atSametinget derfor ikke har tilstrekkelig informa-sjon til å konsultere om utfallet i saken.

Departementet er enig i at målet om å oppnåenighet bare kan oppfylles dersom den statligemyndigheten tilkjennegir om, og på hvilke vilkår,den ser for seg at en konsesjonssøknad kan innvil-ges. Dersom konsultasjoner med Sametinget ifremtiden skal samordnes med systemet for innsi-gelse i konsesjonssaker, må Sametingets innsi-gelse til en konsesjonssøknad avsluttes med etinnsigelsesmøte der saken gjennomgås i full åpen-het og med det formål å oppnå enighet. Før NVEfatter vedtak i saken eller avgir innstilling tildepartementet i større saker, må Sametinget gjø-res så kjent med innholdet i utkastet til beslutningat det er mulig å vurdere om innsigelsen skal blistående. Konsultasjonen med departementet vilda kunne forenkles i betydelig grad, og føre til en

ytterligere effektivisering av konsesjonsbehand-lingen.

Andre representanter for samiske interesserhar ikke adgang til å fremme innsigelse til konse-sjonssøknader. Konsultasjonsplikten overfor dissemå fortsatt ivaretas gjennom ordinære konsulta-sjoner. Regjeringen mener likevel det er nødven-dig å gjennomgå konsultasjonspraksis med siktepå å gjøre konsultasjonene mer effektive og mål-rettede til fordel for både energimyndighetene ogde enkelte rettighetshavere. Olje- og energidepar-tementet vil, sammen med Kommunal- og moder-niseringsdepartementet, foreslå mulige forbedrin-ger i nåværende konsultasjonspraksis.

15.4.4 Modernisering av vassdrags-lovgivningen

Regjeringen mener at det er behov for lovtekniskeog språklige oppdateringer i industrikonsesjonslo-ven og vassdragsreguleringsloven. Begge loveneble vedtatt i 1917, og har senere vært endret enrekke ganger. Lovverket reflekterer eldre tiderssamfunnsforhold, lovteknikk og språk.

Lovtekniske og språklige oppdateringer vilgjøre vassdragslovgivningen lettere tilgjengeligbåde for tiltakshavere, sentral og lokal forvalt-ning, organisasjoner og andre som har behov for åbruke lovene. Det kan også være behov for enbegrenset samordning mellom lovene fra 1917 ogvannressursloven fra 2000 når det gjelder behand-lingen av vannkrafttiltak. Departementet utrederog vil foreslå en modernisering og rettstekniskforenkling særlig når det gjelder industrikonse-sjonsloven og vassdragsreguleringsloven.

Departementet har startet et lovarbeid medsikte på å innføre en hjemmel i vannressurslovensom gir kommunene myndighet til å gi utbyg-gingstillatelse til mindre vannkraftverk.

Det tas sikte på at lovendringsforslagene skalfremmes for Stortinget for behandling våren 2017.

15.4.5 Delegering til NVE i små reguleringssaker

NVE har i dag delegert myndighet til å behandlesaker om bygging av vannkraftverk med installerteffekt inntil 10 MW og mindre reguleringer elleroverføringer (inntil 500 naturhestekrefter) i for-bindelse med slike. Med unntak for kraftverk ivernede vassdrag behandler fylkeskommunen idag saker under 1 MW.

Vannkraftverk med reguleringer eller overfø-ringer over 500 naturhestekrefter skal behandlesetter vassdragsreguleringsloven. Myndighet til å


gi konsesjon etter vassdragsreguleringsloven lig-ger til Kongen. Myndigheten til å gi konsesjonved mindre reguleringer er ikke delegert, noesom medfører at NVE først avgir en innstilling tildepartementet, som forbereder saken for behand-ling av Kongen i statsråd.

De siste årene har over halvparten av vann-kraftverkene som har fått konsesjon av Kongen istatsråd en årlig energiproduksjon under 40 GWh.Prosjektene er enten nye kraftverk med en litenregulering, eller mindre opprustnings- og utvidel-sesprosjekter som øker energiproduksjonen ieksisterende kraftverk. Den økte energiproduk-sjonen tilsvarer energiproduksjonen i småkraft-verk, som NVE allerede har fått delegert myndig-het til å fatte vedtak om.

For å forenkle konsesjonsbehandlingen avmindre overføringer og reguleringer, utrederdepartementet nærmere om og på hvilken måtemyndigheten til å gi konsesjon kan delegeres tilNVE. Det vil innebære en klar forenkling om NVEkan fatte vedtak også i små reguleringssaker, medklageadgang til Olje- og energidepartementet.

15.4.6 Enkeltsaker som forelegges Stortinget

Ved kraftutbygginger som kan gi mer enn 20 000naturhestekrefter, eller hvis betydelige interesserstår mot hverandre, skal saken forelegges Stortin-get før Kongen i statsråd eventuelt gir konsesjon.Det følger av vassdragsreguleringsloven at slikforeleggelse skal skje «med mindre departementetfinner det unødvendig».

Avslag på søknad om konsesjon til vassdrags-reguleringer gis som et enkeltvedtak av departe-mentet, og kan påklages til Kongen i statsråd etterbestemmelsene i forvaltningsloven. Konsesjons-søker kan imidlertid etter vassdragsreguleringslo-ven også kreve at saken om avslag forelegges forStortinget, noe som gjelder for alle konsesjons-pliktige vassdragsreguleringer uansett størrelse.Dette fører til at avslag også i de aller minste regu-leringssakene må forelegges for Stortinget der-som søker krever det. Andre interesser har ikketilsvarende adgang til å kreve at en konsesjonssakom vassdragsregulering forelegges for Stortinget.

Regjeringen vurderer om disse lovbestemmel-sene som nå gjelder for foreleggelse av enkeltsa-ker om vassdragsreguleringer for Stortinget erhensiktsmessig utformet ut fra hensynet til foren-klinger i konsesjonsbehandlingen uten at det skalgå på bekostning av en forsvarlig saksbehandling.I sakene om avslag på søknader om konsesjon forvassdragsreguleringer mener regjeringen at den

generelle klageadgangen er tilstrekkelig for åsikre en forsvarlig behandling.

15.5 Elsertifikater

Elsertifikatmarkedet ble innført i 2012 og vil bidratil ny produksjon av fornybar kraft på til sammen28,4 TWh i Norge og Sverige fra 2020. Norge skalfinansiere 13,2 TWh av dette, tilsvarende 9–10prosent av dagens kraftproduksjon i Norge. Elser-tifikatordningen ble etablert som del av Norge ogSveriges gjennomføring av forpliktelsene underfornybardirektivet. Foreløpige beregninger tyderpå at begge land allerede nå har nådd målene i for-nybardirektivet. Både Norge og Sverige, sammenmed Island, har langt høyere andeler fornybarenergi enn andre land i Europa.

Avtalen mellom Norge og Sverige om et fellesmarked for elsertifikater løper til 2036. Godkjentproduksjon som settes i drift i 2020 vil derformotta elsertifiktater i 15 år. I januar 2016 var detgodkjent anlegg med en normalårsproduksjon på2,2 TWh i Norge og 11,6 TWh i Sverige. Fordelin-gen kan endre seg frem mot 2020.

Avtalen innebærer blant annet at det skal gjen-nomføres regelmessige «kontrollstasjoner». I for-bindelse med behandlingen av Prop. 97 L (2014–2015) om endringer i lov om elsertifikater (førstekontrollstasjon) vedtok Stortinget å utvide over-gangsordningen under elsertifikatordningen, enjustering av elsertifikatkvotene og en forlengelseav sluttdatoen for når anlegg må være idriftsatt forå kvalifisere for rett til elsertifikater. Forlengelseav sluttdatoen for idriftsettelse til 2021 redusererrisikoen ved forsinkelse for prosjekter som erplanlagt idriftsatt i 2020. Forberedelsen av denandre kontrollstasjonen i 2017 pågår.

Elsertifikatmarkedet er et konstruert marked.Norske og svenske myndigheter har satt rammerfor systemet, og det er opp til kraftprodusentene åetablere ny produksjon. Et fungerende elsertifi-katmarked er avhengig av at det er et visst volumelsertifikater i omsetning, og et visst antall aktø-rer. Hensynet til likviditet i markedet var en viktiggrunn til at Norge valgte et felles elsertifikatmar-ked med Sverige.

Regjeringen er opptatt av at de to landenesmyndigheter opptrer forutsigbart, og på en måtesom ikke påvirker prisen i elsertifikatmarkedet påuheldig måte. Statnett er ansvarlig for å drive etregister og NVE er ansvarlig for å godkjenneanlegg og føre tilsyn med ordningen. På svenskside har Energimyndigheten tilsvarende ansvar.


Regjeringen har søkt å justere rammebe-tingelser under elsertifikatordningen på norskside med sikte å gjøre disse mer harmonisert medsvenske rammebetingelser. Full harmonisering avalle rammebetingelser er ikke sannsynlig. Ogsåfør det felles elsertifikatmarkedet ble etablert, varrammebetingelsene i Norge og Sverige ulike.Dette ble i noen grad kompensert gjennom nasjo-nalt tilpassede tilskuddsordninger. Norge haddeinvesteringsstøtte til vindkraft, mens Sverigehadde et nasjonalt elsertifikatsystem.

15.5.1 Elsertifikatmarkedet etter 2020

Regjeringen vil ikke innføre nye mål under elserti-fikatsystemet etter at fristen under det eksis-terende systemet løper ut i 2021. Regjeringen villegge til rette for lønnsom utnyttelse av de forny-bare energiressursene våre, og samtidig støtteopp under utvikling av ny teknologi. Utviklingenav fremtidens energisystem må skje på en måtesom ikke svekker verdien av de fornybare ener-giressursene.

Regjeringen vil legge til rette for et kraftmar-ked der kraftproduksjon bygges ut etter lønnsom-het basert på prissignaler. Det nordiske kraftmar-kedet ligger an til å ha et stort kraftoverskudd imange år fremover, og lønnsomheten for eksis-terende fornybarproduksjon er i dag under press.Fra 2010 til 2015 er kraftprisen redusert betydelig.Elsertifikatmarkedet er medvirkende til situasjo-nen i det nordiske kraftmarkedet. Elsertifikatord-ningen bidrar til å øke den fornybare kraftproduk-sjonen, men stimulerer ikke nevneverdig til tekno-logiutvikling. Ordningen innebærer støtte til kjentteknologi som vindkraftverk og små vannkraft-verk.

I mange land kan ny produksjon basert på for-nybare kilder bidra til å erstatte fossil kraftproduk-sjon, men det er lite slik produksjon i Norge ogSverige. Ny produksjon av fornybar energi kom-mer i stor grad i tillegg til eksisterende produk-sjon, og bidrar til å presse prisene ned. Dettesvekker verdien av de eksisterende fornybareenergiressursene og lønnsomheten av nødven-dige reinvesteringer og vedlikehold i vannkraften.Reduserte kraftpriser svekker også insentivene tilteknologiutvikling og energieffektivisering.

Regjeringen legger til grunn at økte handel-smuligheter for kraft mellom land og utsiktene tilen gradvis økning av prisene i det nordiske ogeuropeiske kraftmarkedet som følge av reformer ikvotesystemet, gir forventninger om at investerin-ger i både vindkraft, vannkraft og andre fornybar-

teknologier vil få bedre lønnsomhet frem mot2030.

15.6 Opprinnelsesgarantier

Ordningen med opprinnelsesgarantier er til vur-dering i forbindelse med EUs arbeid med et revi-dert fornybardirektiv. Norske synspunkter frem-mes i dette arbeidet. Det er viktig å unngå at ord-ningen med opprinnelsesgarantier virker ville-dende når det gjelder sammenhengen mellomproduksjon, forbruk og opprinnelsesgarantier.Spesielt gjelder dette med tanke på at elektrisitets-bruk ikke kan spores til et enkelt produksjonsan-legg.

I henhold til EUs fornybardirektiv, har kraft-produsentene rett på å få utstedt en opprinnelses-garanti for strøm fra anlegg som utnytter forny-bare kilder som vannkraft og vindkraft. En opprin-nelsesgaranti er et bevis på at det er produsert enmegawattime (MWh) elektrisitet fra en spesifisertenergikilde. Det er opp til kraftprodusenten hvade vil bruke garantiene til. Ordningen berørerikke Norges forpliktelse om en fornybarandeletter direktivet.

EUs elmarkedsdirektiv gjør leverandørene for-pliktet til å oppgi fornybarandelen ved salg avstrøm til sluttbrukere. I Norge er det lagt til retteslik at leverandørene kan bruke opprinnelsesga-rantier i varedeklarasjon for strøm. I henhold tilelmarkedsdirektivet, kan produksjonsstatistikkeni det enkelte land benyttes til varedeklarasjon,men i internasjonale sammenhenger variererpraksisen.

I motsetning til i mange andre land, er norskproduksjon av elektrisitet nesten utelukkendebasert på fornybare energikilder. Tilgangen påfornybar kraft skal kunne utgjøre et fortrinn foralle virksomheter i Norge. Regjeringen legger tilgrunn at verdien av den norske fornybare kraft-produksjonen sikres best gjennom et stramt kvo-temarked for CO2 og tilgang til de europeiskemarkedene.

15.7 Fjernvarme

Det har vært en omfattende utbygging av fjernvar-meinfrastruktur de senere årene. Regjeringen leg-ger til grunn at utviklingen på fjernvarmeområdeti stor grad vil være knyttet til utvidelse av de eksis-terende anleggene.

NVE konsesjonsbehandler i dag fjernvarmeut-bygginger etter energiloven. Kommunene har på


sin side etter plan- og bygningsloven ansvaret forvedtak om eventuell tilknytningsplikt til fjern-varme-anlegg. Det har vært flere eksempler påmangelfull samordning mellom de ulike beslut-ningstakerne.

Kommunene har en nøkkelrolle i tilretteleg-gingen for fjernvarmeinfrastruktur. Fjernvarme ermed på å skape en fleksibel energiforsyning, og eri sin natur en lokal infrastruktur. Kommunene erbåde vertskap for all energiproduksjon og infra-struktur, stor eiendomsbesitter og ansvarlig forlokal energiog klimaplanlegging og byutvikling.Kommunene har innsikt i, og kan påvirke, utnyt-telsen av lokale energiressurser som avfall, varmefra sjø og elver, jordvarme, spillvarme og bioe-nergi. Fjernvarme kan erstatte fyring med fossilolje i eksisterende bygg, bidra til bedre luftkvalitetog reduserte klimagassutslipp.

Utbygging av fjernvarme berører byutviklin-gen. I mange byer og tettsteder er det betydeligpotensial for bedre arealutnyttelse. Utvikling avkompakte byer og fortetting rundt kollektivknute-punkt reduserer arealbruk, klimagassutslipp ogtransportbehov. Der fjernvarme er en mulighet,bør det inngå som alternativ for kommunen nårvarmeløsninger for byer, bydeler og tettstedervurderes. For å få til gode løsninger, er det viktigat kommunen samarbeider med fjernvarmesel-skapet og utbyggere.

Tilknytningsplikten er et verktøy kommunenekan benytte i planarbeidet for å koordinere varme-behovene til mange bygg og tilrettelegge for godefjernvarmeløsninger. Tilknytningsplikt kan bidratil å sikre det nødvendige driftsgrunnlaget forfjernvarmeanlegg. Tilknytningsplikten er et fleksi-belt virkemiddel. Kommunene har stor frihet til åbruke skjønn i utøvelsen.

Departementet mener kommunene må væreoppmerksom på at fjernvarmekonsesjonærenikke har en lovmessig plikt til å fremføre fjern-varme til alle bygg i hele konsesjonsområdet.Kommunen må selv forsikre seg om at fjernvar-meselskapet vil føre frem fjernvarme til et byggeller et område før kommunen gjør vedtak om til-knytningsplikt, slik at den helhetlige løsningenblir god. Manglende koordinering kan medføreuforutsigbarhet og kostnader for utbygger, og endårlig energiløsning.

Fjernvarmeselskapene bør jevnlig gjennomgåutstrekningen på sitt konsesjonsområde og leveretilbake areal hvor det ikke er realistisk med utbyg-ging av fjernvarme. Dette vil bidra til mer over-siktlige planprosesser lokalt.

Departementet har vurdert nærmere ener-gimyndighetenes behov for å ha et konsesjonssys-

tem for fjernvarme etter energiloven. Departe-mentet ser ikke at dette behovet lenger er der.Energifaglige reguleringsbehov knyttet til fjern-varmeanlegg kan sikres gjennom generelle regleretter energiloven.

Regjeringen legger opp til å fjerne konsesjons-ordningen for fjernvarme etter energiloven oggjennomføre nødvendige tilpasninger i regelver-ket. Dette vil også medføre endringer i plan- ogbygningsloven. Regjeringen legger til grunn atendringene ikke skal være til hinder for forenklin-ger og reduserte byggekostnader.

Fjerningen av konsesjonsordningen vil klar-gjøre at kommunen spiller en sentral rolle i denvidere utvikling av fjernvarme. I sammenhengmed en fjerning av dagens konsesjonssystem forfjernvarme, må det vurderes hva som er hensikts-messige tilpasninger i plan- og bygningsloven.Regjeringen vil også vurdere hvorvidt det fortsatter grunnlag for å opprettholde dagens innretningav regelverket om tilknytningsplikt til fjernvarme.

Mindre, lokale varmeanlegg som forsynerflere bygg, ofte omtalt som nærvarmeanlegg, harvokst frem flere steder i landet, også i regi av land-bruket. Slike anlegg kan benytte seg av lokaleenergikilder og være en god miljøvennlig varme-løsning.

Måleteknologien for vannbårne systemer erblitt mer nøyaktig og rimeligere enn før. Departe-

Boks 15.1 Kristiansand – spillvarme og kjøling fra sjø

Kristiansand kommune har lagt til rette forutvikling av fjernvarme blant annet som etledd i å fase ut oljefyring. Agder Energi Varmebygger og driver fjernvarmeanlegget.

Spillvarme fra Glencore Nikkelverk ogvarme fra avfallsforbrenning til Returkraft erde viktigste energikildene i fjernvarmen. Detbrukes noe fossil olje til spisslast på kaldedager, som etter planen skal erstattes med bio-olje i 2016. Det er også etablert et fjernkjølean-legg basert på kaldt sjøvann.

Lavenergiboliger og passivhus tilknyttetsystemet er utstyrt med forenklede vannbårneanlegg for å begrense kostnadene.

Med støtte fra Enova har Agder EnergiVarme utviklet et rørsystem i bygg som kanlevere både varmt tappevann og varme til opp-varming av rom. Dermed går kostnadene vedinstallasjon av vannbåren varme ned.


mentet vil komme tilbake med et forslag om indi-viduell måling av fjernvarme og øvrig vannbårenvarme og tappevann i bygg.

I anmodningsvedtak nr. 391 er regjeringenbedt om å vurdere virkemidler for å fase ut bru-ken av fossil olje i fjernvarme og gjøre fjernvarmemest mulig ressurseffektiv, jf. Innst. 192 S (2014–2015). Andelen fossil olje som brensel i fjern-varme har over tid vært synkende og fjernvarme-bransjen er aktiv for å redusere bruk av fossil olje

til spisslast. Større vekt på utslippsreduksjoner iEnovas arbeid gjør at overgang fra fossil olje tilfornybare ressurser blir viktig for Enova frem-over.

Regjeringen ønsker å se anmodningsvedtaketom virkemidler for å fase ut bruken av fossil olje ifjernvarme i sammenheng med anmodningsvedta-kene knyttet til forbud mot bruk av fossil olje tiloppvarming i bygninger.


16 Mer effektiv og klimavennlig bruk av energi

16.1 Innledning

Et velfungerende og moderne energisystem eravgjørende for utviklingen av lavutslippssamfun-net. Regjeringen vil legge til rette for lønnsom pro-duksjon av fornybar energi i Norge. Samtidig skalenergibruken blir mer effektiv og klimavennlig.Utviklingen skal skje innenfor økonomiske og mil-jømessig bærekraftige rammer.

Store deler av energiforsyningen vår er alle-rede basert på fornybare energikilder. Norge har idag en tilnærmet utslippsfri kraftsektor. Bruk avenergi i transport, industri, olje- og gassutvinningog til oppvarming gir imidlertid fortsatt utslipp avklimagasser. Regjeringen vil utvikle og tilrette-legge energisystemet for en mer effektiv og kli-mavennlig bruk av energi i alle samfunnssektorer.

Regjeringen vil legge til rette for energieffekti-visering. I Norge bidrar energieffektivisering imindre grad til reduserte klimagassutslipp enn iland der energiforsyningen i større grad er basertpå kullkraft og andre fossile energikilder. Effektivbruk av energi kan likevel bidra til et mer økono-misk og miljømessig bærekraftig energisystem.

Energibruken og klimagassutslippene blirpåvirket av en rekke samfunnstrender og myndig-hetsvirkemidler. EUs kvotesystem og avgifter påklimagassutslipp er de mest sentrale virkemidlenepå klimaområdet, og bidrar til utslippsreduksjoneri sektorene som er omfattet.

På transportområdet påvirker de sentrale myn-dighetene utviklingen gjennom Nasjonal trans-portplan, avgifter på drivstoff og kjøretøy mv.Utviklingen av transportsystemene påvirkes ogsåav de valgene som blir gjort i den lokale byutvik-lingen. Kommunal tilrettelegging for boligbyg-ging og næringsvirksomhet påvirker reisevei ogforetrukken reisemåte til arbeid og fritidsaktivite-ter, og dermed selve transportbehovet. Smartareal- og transportplanlegging er avgjørende foreffektiv og klimavennlig energibruk i transport-sektoren.

Energibruken i bygningsmassen påvirkes avenergiprisene, men også av de sentrale myndighe-tene gjennom byggeforskrifter, energiavgifter ogkrav til energieffektive apparater.

I industrien, som i stor grad inngår i EUs kvo-tesystem, blir det gjennom forurensningslovenstilt krav om bruk av best tilgjengelig teknologi,og i utslippstillatelser blir det stilt krav om å eta-blere energiledelse og utnyttelse av spillvarme.

Gjennom den helhetlige energipolitikken leg-ger regjeringen til rette for tilgang på fornybarenergi som er nødvendig for omstillingen til lavut-slippssamfunnet.

Enova har en viktig rolle i innsatsen for at nye,energieffektive og klimavennlige teknologier skalfå fotfeste i markedet og bli de foretrukne løsnin-gene for fremtiden. Enovas overordnede mål skalvære reduserte klimagassutslipp og styrket forsy-ningssikkerhet for energi, samt teknologiutviklingsom på lengre sikt også bidrar til reduserte klima-gassutslipp. Regjeringen vil sørge for at Enova blirbest mulig rustet til å ta fatt på nye oppgaver.

Regjeringen mener styringsmodellen forEnova er avgjørende for en mest mulig effektivutnyttelse av ressursene som blir stilt til rådighetfor foretaket. For stor grad av politisk øremerkingundergraver muligheten til effektiv måloppnåelse.Enova skal bidra til at energieffektive og klima-vennlige løsninger på sikt blir kommersielt attrak-tive uten støtte.

Byggforskriftene og Enovas virksomhet er vik-tige virkemidler for å bedre energieffektiviteten ibygg. Energibruk i bygg må ses i sammenhengmed det helhetlige energisystemet. Enovas ord-ning for støtte til enøk-tiltak i husholdninger erutvidet til 250 mill. kroner, gjort rettighetsbasertog kan utbetales som en del av skatteoppgjøret. Itillegg til støtteordningene, er det fastsatt nyeenergikrav til bygg. Nye bygg vil bli om lag 20–25prosent mer energieffektive enn det som var kra-vet tidligere.

Regjeringen foreslår å fastsette et ambisiøst ogkvantifiserbart nasjonalt mål for energieffektivi-sering. Målet er å redusere energiintensiteten(energibruk/BNP) med 30 prosent innen 2030.Målet skal bidra til at vi lykkes i å effektiviserebruken av energi ytterligere. Økt bruk av elektri-sitet for å erstatte mindre klimavennlige energikil-der må skje parallelt med at vi bruker elektrisite-ten mer effektivt.


16.2 Enova

16.2.1 Enova bidrar til lavutslippssamfunnet

Enova er, i samspill med det øvrige virkemiddelap-paratet, et sentralt virkemiddel i utviklingen avfremtidens energisystem og lavutslippssamfun-net. Enova har fått nye oppgaver og økte bevilg-ninger.

I tråd med Meld. St. 13 (2014–2015) om nyutslippsforpliktelse for 2030 – en felles løsningmed EU, vil reduserte utslipp i transportsektoren,miljøvennlig skipsfart og utvikling av lavutslipps-teknologi i industrien og ren produksjonstekno-logi være viktige satsingsområder fremover. Nor-ske bidrag til klimagassreduksjoner i ikke-kvote-pliktig sektor er en del av den felles løsningenmed EU. Enova skal bidra til en slik utvikling.

Gjennom støtte til utvikling og introduksjon avnye energiog klimateknologier og -løsninger, erEnova med på å legge grunnlaget for en mer ener-gieffektiv og klimavennlig industri i fremtiden.Enova er også med på å bidra til mer effektiv ogklimavennlig transport gjennom støtte til enkelttil-tak, innovasjon og infrastruktur.

Den nye styringsavtalen mellom Olje- og ener-gidepartementet og Enova for perioden 2017–2020 skal reflektere en styrket satsing på klima-området. Prosjekter som gir reduserte klimagass-utslipp prioriteres. Dette inkluderer også teknolo-giprosjekter som kan gi reduserte klimagassut-slipp globalt. På veien mot målet om å bli et lavut-slippssamfunn er det samtidig viktig å ivareta for-syningssikkerheten for energi. Løsninger som girfleksibilitet i energietterspørselen og redusertstrømforbruk vinterstid bidrar til god forsynings-sikkerhet.

I satsingen på teknologiutvikling vurdererEnova at det kan være hensiktsmessig å prioritereområder der vi allerede har særlig kompetanse.Norsk prosessindustri og maritim industri ereksempler på slike kompetansemiljøer i Norge.

16.2.2 En overordnet styring for en slagkraftig satsing

Regjeringen legger opp til at Olje- og energidepar-tementet inngår ny avtale med Enova for perioden2017–2020 basert på den eksisterende styrings-modellen.

Regjeringen vil at Enova fortsatt skal ha storfaglig frihet til å utvikle virkemidler og tildelestøtte til enkeltprosjekter. Departementets over-ordnede styring gjennom fireårige avtaler hargjort det mulig for Enova å utnytte foretakets

kunnskap og erfaring med de relevante marke-dene til å rette oppmerksomheten mot stadig nyesatsingsområder. Basert på de årlige statsbudsjet-tene og styringsavtalen med Enova utarbeidesogså årlige oppdragsbrev. Styringsmodellenbidrar til effektiv utnyttelse av ressursene Enovahar til rådighet. Modellen gir også Enova godefaglige rammer til å utvikle og revurdere virke-midler Enovas innsikt og arbeidsform er viktig forå kunne angripe de viktigste barrierene for intro-duksjon og utbredelse av energiog klimaløsnin-ger, og drive frem markedsendringer som kan blivarige. For stor grad av politisk øremerkingundergraver muligheten til effektiv måloppnåelse.

Finansieringsløsningen gjennom Energifondethar gitt god forutsigbarhet og fleksibilitet i Enovasarbeid. De langsiktige rammene gjør det mulig forEnova å gå inn i enkelte store prosjekter og mangeforskjellige satsinger på enkeltområder. Stortingethar økt innskuddene i Fondet for klima, fornybarenergi og energiomlegging (Klima- og energifon-det) i 2014, 2015 og 2016. Fondet er nå på 67,75mrd. kroner. Enova tilføres i 2016 over 2,3 mrd.kroner.

16.2.3 Overordnede mål for Enova

Regjeringen legger opp til at Enovas overordnedemål skal være reduserte klimagassutslipp og styr-ket forsyningssikkerhet for energi, samt teknolo-giutvikling som på lengre sikt også bidrar til redu-serte klimagassutslipp. Enova kan rekruttere pro-sjekter fra alle sektorer.

Olje- og energidepartementet vil vurdere nær-mere hvordan kvantitative resultatmål på redu-serte klimagassutslipp og styrket forsyningssik-kerhet for energi kan utformes til bruk i neste sty-ringsavtale med Enova. Sammen med kvalitativeføringer vil de kvantitative resultatmålene leggerammer for virksomhetens innretning og arbeids-måte. Målstrukturen skal legge til rette for godbalanse mellom satsingene på forsyningssikker-het og klima, samt mellom langsiktige og kortsik-tige resultater.

Frem til i dag har det vært ett kvantitativtresultatmål fastsatt i TWh. Både produsert forny-bar energi og spart energi har inngått i detteresultatmålet. Dette har gitt god bredde i Enovasvirksomhet, og bidratt til energieffektivisering,varmeproduksjon og reduserte klimagassutslipp.

Departementet har god erfaring med dagensavtalefestede, kvantitative resultatmål. Gjeldenderesultatmål har bygget opp under de overordnedemålene, og har vært disiplinerende for virksomhe-ten. Det kvantitative målet har også gitt godt


grunnlag for styringsdialogen mellom departe-mentet og Enova.

Regjeringen ønsker å dreie oppmerksomheteni energipolitikken fra støtte til kjente produksjons-teknologier over mot innovasjon og utvikling avnye energiog klimaløsninger tilpasset fremtidensbehov. Enova skal bidra til økt hastighet og volumpå innovasjon på området. Innovasjon begrenserseg ikke bare til utvikling av fysisk teknologi. Imange tilfeller er det hvordan teknologier brukessom representerer innovasjonen. Innovative pro-sjekter kan gi lave resultater i et fireårsperspektiv,men ha stor innovasjonshøyde og et betydeligpotensial for spredning som kan gi energiog kli-maresultat på lengre sikt.

Alene sier kvantitative resultater lite om hvor-dan Enova har innrettet virksomheten. Eventuellekvantitative resultatmål bør settes i samspill medkvalitative føringer. På teknologiområdet er dekvalitative føringene særlig knyttet til sprednings-potensial, risiko og innovasjonshøyde.

Innovasjonsprosjekter har høyere risiko ennprosjekter rettet mot mer modne teknologier.Høyere risiko innebærer at Enova må være beredtpå at ikke alle innovasjonsprosjektene vil lykkes.

På alle områder må det settes krav til at Eno-vas virkemidler skal være utløsende for prosjek-ter, og at de skal sikte mot varige marked-sendringer. Enova skal prioritere innsatsen dermulighetene for å påvirke utviklingen er størst, igodt samspill med det øvrige virkemiddelappara-tet.

For å sikre godt samspill, skal Enova haregelmessig kontakt med, og koordinere sin virk-somhet med myndigheter som forvalter virkemid-ler og har relevant kompetanse av betydning forenergi og klima. Koordinering mot Norgesforskningsråd, Innovasjon Norge, Miljødirektora-tet, Husbanken, Statens vegvesen, Kystverket,Norges vassdrags- og energidirektorat og Direk-toratet for byggkvalitet er særlig relevant.

16.2.4 Energieffektiv og klimavennlig industri

Regjeringen vil at Enova skal ha et bredt tilbud tilutvikling av energiog klimateknologi. Ett avregjeringens prioriterte innsatsområder i klimapo-litikken, er utvikling av lavutslippsteknologi iindustrien. Utvikling av ny energiog klimatekno-logi i industrien er et stort og voksende arbeids-område for Enova. De siste årene har Enova støt-tet en rekke nyskapende prosjekter innen indus-trien, blant annet innen kobberproduksjon, alumi-niumsproduksjon, biokullproduksjon og ny smel-teverksteknologi som gjør det mulig med bruk av

hydrogen i stedet for kull. Enova har også bidratttil at spillvarme utnyttes både til kraftproduksjonog varmeformål.

Investering i ny teknologi og innovasjon erofte forbundet med stor risiko for investorene.Dersom aktører lykkes, er det også ønskelig atteknologien blir spredd i markedet så fort sommulig. Regjeringen mener det er viktig å bidramed risikoavlastning, da den samfunnsøkono-miske nytten ofte er større enn den privatøkono-miske i slike prosjekter.

Norge har omfattende virksomhet og stortkompetansemiljø innen en del industrier. Det kanvære særlig gode muligheter for å lykkes med tek-nologiutvikling innen disse områdene, for eksem-pel knyttet til reduserte prosessutslipp. Regjerin-gen ser for seg at en satsing på energiog klima-teknologi i industrien kan bidra til reduserte kli-magassutslipp når teknologien tas i bruk og spres,også i andre land.

Enova kan bidra til prosjekter både i eksis-terende og nye industrier, samt i petroleumssekto-ren.

16.2.5 En mer miljøvennlig transportsektor

Regjeringen har gitt Enova i oppdrag å bidra tilreduserte klimagassutslipp i transportsektoren.Det eksisterer en rekke ulike virkemidler på detteområdet, og Enovas innsats fungerer i samspillmed det øvrige virkemiddelapparatet. Enova skalvære en pådriver for teknologiutvikling, sombidrar til reduserte klimagassutslipp også påtransportområdet.

Enova har allerede lansert sin strategi forstøtte til ladeinfrastruktur for elbiler og gitt tilsagnom støtte til bygging av de første ladestasjonene.De har utformet satsingen slik at den bygger oppunder markedet for ladetjenester og bygger nedde identifiserte barrierene. Enova har også lan-sert et program for produksjon av bærekraftigbiodrivstoff, og gitt tilsagn til et hydrogenprosjektunder programmet for ny energiog klimatekno-logi i transport.

Norge har et sterkt kompetansemiljø og virk-somhet i hele næringskjeden i maritim sektor,med verftsindustri og omfattende rederivirksom-het. Dette er næringer som er internasjonalt ori-entert. På samme måte som for industrisatsingenunder Enova, kan det være gode muligheter for ålykkes med energiog klimateknologiprosjekterpå dette området.

Regjeringen vil at Enova skal prioritere innsat-sen der mulighetene for å påvirke utviklingen erstørst, i et godt samspill med det øvrige virkemid-


delapparatet. Det er opp til Enova å utvikle virke-midler som investeringsstøtte, anbudskonkurran-ser og informasjonsaktivitet avhengig av hvilkebarrierer som blir avdekket.

I forbindelse med statsbudsjettet for 2016 fat-tet Stortinget følgende vedtak, jf. Innst. 2 S (2015–2016): «Stortinget ber regjeringen i forbindelse medny avtale og mandat for Enova rettighetsfeste støttentil of fentlig tilgjengelig ladeinfrastrukur for el-bilfrem til 2020. Støtten vil ikke gjelde for privatperso-ner. Enovas program for utrulling av hurtigladere itransportkorridorene mellom byene videreføres etterdagens prinsipper.»

Videre har Stortinget fattet følgende vedtak, jf.Innst. 78 S (2015–2015): «Stortinget ber regjerin-gen sørge for at utvikling av ny og umoden teknologifor utslippsreduksjoner i skipsfarten tillegges vekt iutarbeidelsen av ny avtale og mandat for Enova.»

Departementet vil følge opp Stortingets ved-tak i forbindelse den kommende avtaleforhandlin-gen med Enova.

16.3 Landstrøm

I Innst. 147 S (2014–2015) vedtok Stortinget føl-gende: «Stortinget ber regjeringen i samarbeid medhavneeierne lage en helhetlig plan for økt bruk avlandstrøm i norske havner, herunder finansieringog virkemidler for å oppnå dette», jf. vedtak 389.

Regjeringen vil legge til rette for bruk av land-strøm i norske havner. Enova skal være med på åbygge opp under en markedsbasert utvikling avlandstrøm. Det er aktuelt å tilby investeringsstøttei en overgangsperiode. Det ilegges lav sats påelavgift ved kjøp av landstrøm til skip

I dag benyttes normalt fossile drivstoff til ådrifte systemene i skip mens de ligger til havn.Dette gir utslipp av CO2 og påvirker lokal luftkvali-tet negativt. Landstrøm innebærer at skip driftesmed elektrisitet fra land mens de ligger til kai. Forat skip skal kunne kobles til landstrøm, må detetableres anlegg på land og fartøyene må tilrette-legges for denne type energiforsyning. Det erutviklet internasjonale, tekniske standarder som

Figur 16.1 Elektrisk ladeinfrastruktur i Norge.

En grunnleggende hurtigladeinfrastruktur muliggjør langdistansereiser med elbiler. Gjennom støtte fra Enova vil det innen utgan-gen av 2017 være på plass et sammenhengende ladetilbud lags de viktigste transportkorridorene i Norge.Kilde: Enova


skal være med å sikre at skip skal kunne benyttelandstrøm i ulike havner.

I mange havner er det tilgang på lavspent land-strøm. Dermed ligger det allerede til rette for åbruke landstrøm på fiskebåter, ferger og mindrelastefartøy. Dersom fartøy med større effektbe-hov skal kunne benytte landstrøm, må det installe-res anlegg med høyere spenning. Av hensyn tilskipenes elektriske anlegg, må det ofte installeresen omformer på landstrømanleggene slik at fre-kvensen blir 60 Hz. Det norske og europeiskekraftsystemet har en frekvens på 50 Hz.

Landstrøm kan i tillegg utløse behov for å økekapasiteten i strømnettet på land. De lokale nett-selskapene har plikt til å tilby tilgang til nettet.Nettselskapene kan kreve anleggsbidrag dersomskipenes etterspørsel etter strøm utløser nyeinvesteringer i kraftnettet.

For å sikre en god fremdrift i prosjektene, måutbyggerne av landstrømanlegg ha tett dialogmed det lokale nettselskapet. Utbyggerne børogså ta tidlig kontakt med de ansvarlige for kraft-systemplanleggingen slik at det nye mulige effek-tuttaket blir registrert.

Havneselskapene og deres eiere, hovedsake-lig kommuner, er ansvarlig for infrastruktur i hav-ner. Kommunene kan ha interesse av å etablere ettilbud om landstrøm i kraft av at de er forurens-ningsmyndighet for lokal luftkvalitet. I tillegg erhavnene definert som anleggseiere i forurens-ningsforskriftens kap. 7 om lokal luftkvalitet.Anleggseiere har i henhold til forskriften ansvarfor utslipp knyttet til sin aktivitet og må iverksettetiltak om utslippene blir for høye.

Kostnadene ved å etablere et tilbud om land-strøm på skip er i hovedsak knyttet til investerin-gene i landanlegg og modifiseringer av skip.Lønnsomheten er avhengig av hvor mange sombenytter seg av anleggene og differansen mellomprisen på ordinært drivstoff og prisen på land-strøm. Investeringene i skip og landanlegg må tje-nes inn over tid.

Enova har kartlagt markedsgrunnlaget forlandstrøm i norske havner. Kartleggingen viste atmarkedsgrunnlaget for landstrøm i stor gradavhenger av liggetid, antall skip og deres stør-relse. Bergen, Oslo og Stavanger har havner medstørst potensial.

Regjeringen legger opp til at satsingen på land-strøm skal være markedsbasert. Det innebærer atmarkedsaktører skal eie og drifte anleggene. Tro-lig vil det være havneselskaper som er vertskapfor skipene, men det kan også være andre. Detinnebærer også at de havnene og fartøystypenemed størst potensial skal prioriteres.

Enova skal være med på å bygge opp under enmarkedsbasert utvikling av landstrøm. Tidligerehadde Transnova programmer innen miljøvennligtransport, mens Enova var avgrenset til stasjonærsektor. Landstrøm falt dermed under både Enovasog Transnovas mandat. Med utvidelsen av Enovasmandat til å omfatte transportsektoren la regjerin-gen opp til en mer helhetlig og koordinert virke-middelbruk på området.

I november 2015 utlyste Enova en anbudskon-kurranse for havneeiere eller andre som ønsker åetablere landstrømanlegg. Rederier som ønsker åbygge om skip slik at de kan kobles til landstrø-manlegg, kan søke investeringsstøtte gjennomEnovas programmer for energitiltak i skip.

Som ledd i arbeidet med å legge til rette forøkt bruk av landstrøm i norske havner, ble elavgif-ten satt ned fra ordinær til redusert sats for land-strøm til skip.

16.4 Energibruk i bygg blir mer effektiv

Energiavgifter, reguleringer, støtteordninger ogteknologiutvikling påvirker utviklingen i energi-bruk i bygg og dermed også energisystemet. Vedutforming av virkemidler som påvirker energi-bruk i bygg vil regjeringen blant annet legge vektpå hvordan byggsektoren samspiller med energi-sektoren.

Energibruken i bygg er størst om vinteren.Dette reiser problemstillinger, ikke bare knyttettil den samlede energibruken i bygg, men ogsåhvordan energibruken i bygningsmassen påvirkereffektsituasjonen i timene med størst elforbruk ilandet. Nye bygg skal stå lenge, og valg av energi-effektive løsninger nå bidrar til å bestemme nivåetpå energibruken og hvilken fleksibilitet vi har ienergisystemet frem i tid. Nye bygg utgjør om lag1–2 prosent av bygningsmassen per år.

Regjeringen har skjerpet energikravene ibyggteknisk forskrift (TEK 10) til passivhusnivå, itråd med klimaforliket. Energikravene ble stram-met til med 20–25 prosent fra 2016. Energibeho-vet i nye boliger er nå bortimot det halve av gjen-nomsnittlig energibruk i eksisterende boliger. Ibyggteknisk forskrift er det også lagt inn krav tilfleksible oppvarmingsløsninger.

Vi har strenge krav til energibehov i bygnin-ger. På enkelte områder kan vi nærme oss engrense der ytterligere innskjerping kan væreuhensiktsmessig med dagens kostnadsnivå ogteknologier. Det er en rekke hensyn som må vur-deres når energikravene skal videreutvikles, somblant annet byggekostnader, driftskostnader,


energikravenes påvirkning på øvrige byggkvalite-ter og samspillet med energisystemet.

Det er et potensial for energieffektivisering ieksisterende bygg, men dette er utfordrende åutløse. Det er i forbindelse med ulike rehabilite-ringsprosjekter at eldre bygg gjerne får en merenergieffektiv bygningskropp. Det stilles ener-gikrav i byggteknisk forskrift ved omfattenderehabilitering og Enova har virkemidler forenergieffektivisering i eksisterende bygg.

Både i nye bygg og i eksisterende bygg kandet være aktuelt å installere energiløsninger foregenproduksjon i bygget. Tradisjonelt har fyringmed fossil olje og ved fungert godt i samspill medkraftsystemet og bidratt til å begrense effektbe-lastningen. I løpet av de siste 20 årene er brukenav fossil olje til oppvarming i bygg betydelig redu-sert. Utslippene knyttet til energibruk i bygg erderfor lave i Norge. Regjeringen arbeider med åfase ut fyring med fossil olje i bygg.

Generelt er energiløsninger som kan levere fulleffekt vinterstid å foretrekke, som fjernvarme oglokale varmesentraler basert på bioenergi ellervæske-vann-varmepumper. Energieffektiviserings-tiltak på bygningskroppen, som isolasjon, vil giredusert belastning på vinteren. Elektrisitets-baserte energiløsninger vil kreve effekt i de mestkrevende timene en kald vinterdag. Fordi elektrisi-tetsbaserte løsninger for egenproduksjon og pas-sive tiltak på bygningskroppen gir ulike konse-kvenser for kraftsystemet, fremstår de ikke som

likestilte i reguleringer som omhandler energi-effektivitet og energiforsyning i bygg.

De siste årene har prisen på solceller falt bety-delig, slik at det i noen tilfeller kan være aktuelt åprodusere egen elektrisitet. Utviklingen gjør atland som tradisjonelt har hatt en svak energiforsy-ning kan tenkes å i større grad basere energisys-temene sine på egenproduksjon hos sluttbruker.

I Norge er det ikke noe mål i seg selv å fri-koble bygningene fra det felles kraftsystemet. Detvil ikke være kostnadseffektivt.

16.4.1 Energimerkeordningen for bygninger og ordningen for energivurdering av tekniske anlegg

Regjeringen tar sikte på å overføre den videre drif-ten og utviklingen av energimerkeordningen forbygninger fra NVE til Enova. Overføringen inklu-derer også ordningen for energivurdering av tek-niske anlegg. Tilsynsaktiviteten knyttet til ordnin-gene vil fortsatt bli ivaretatt av NVE.

Energimerkeordningen har skapt oppmerk-somhet om energieffektivisering i bygg. Regjerin-gen vil videreutvikle ordningen og se den i sam-menheng med andre virkemidler. Ordningen kanfor eksempel gi gevinster i samspill med Enovasinformasjonsvirksomhet og programutvikling.

Energimerkeordningen for bygninger og ord-ningen for energivurdering av tekniske anlegghar vært i drift siden 2010. Innretningen påenergimerkeordningen ble valgt for å gi en indika-sjon på hvor mye energi brukerne av bygget tren-ger å kjøpe til drift av bygget. Denne innretningenmedfører at enkelte energiløsninger for egenpro-duksjon i bygget gir bedre uttelling på energi-karakteren enn kollektive energiløsninger somleverer til bygget. Energimerket inkluderer ogsåen oppvarmingskarakter som har fått lite opp-merksomhet relativt til energikarakteren.

Etterlevelsen av kravet om energimerking erhøy i boligmarkedet, trolig grunnet at boligeiereenkelt kan energimerke sin bolig gratis på inter-nett. Etterlevelsen er lavere i markedet for yrkes-bygg og for kravet om energivurdering av tek-niske anlegg.

Departementet vil gjennomgå energimerke-ordningen med sikte på å gjøre ordningen endabedre enn i dag. En slik gjennomgang vil blantannet ta for seg virkninger i markedet og innret-ningen av ordningen.

Figur 16.2 Energieffektive bygg.

Energibruk i bygg står for om lag 40 prosent av netto innen-landsk energibruk i Norge. Gjennom sin støtte til forbildepro-sjekter, her representert ved Norsk institutt for naturfors-knings kontorbygg i Trondheim, bidrar Enova til uttesting avinnovative energieffektive løsninger for fremtidens bygg.Kilde: Enova


16.5 Et ambisiøst mål for energi-effektivisering

16.5.1 Innledning

Regjeringen foreslår å fastsette et ambisiøst nasjo-nalt mål for energieffektivisering. Et mål vil bidratil mer oppmerksomhet om utviklingen i energief-fektiviteten, energibruken og drivkreftene bak.

16.5.2 Nasjonalt mål for energieffektivisering

Energipolitikken bør legge til rette for at energi-bruken skal være effektiv, uavhengig av det sam-lede energibruksnivået i økonomien. Målet forenergieffektivisering skal være tilpasset en øko-nomi som vokser.

I fastsettelsen av mål og tiltak knyttet til ener-gieffektivisering, er det viktig å skille mellomenergibruk og energieffektivitet. Energieffektivi-tet er et mål på hvor effektivt energien brukes tilet nærmere angitt formål, f.eks. hvor mye energisom brukes til å produsere et bestemt produkt,eller utføre en tjeneste. Økt økonomisk aktivitetleder gjerne til økt energibruk, men økt total ener-gibruk er ikke nødvendigvis et tegn på lavereeffektivitet.

Det er mange forhold som påvirker energibru-ken. Utviklingen i energibruken er først og fremstavhengig av de generelle utviklingstrekkene isamfunnet, som befolkningsvekst, økonomiskvekst og teknologisk utvikling. Sammenhengenmellom energibruk og økonomisk vekst (energi-intensiteten) har avtatt over tid. Dette følger blantannet av ny teknologi som gjør det mulig å løse

Boks 16.1 Energibruk i bygg

Byggsektoren står for om lag 40 prosent avnetto innenlands energibruk i Norge. Bygnings-massens tekniske standard har mye å si forenergibruken. Gjennom byggteknisk forskrift(TEK) settes det blant annet minimumskravsom begrenser varmetapet gjennom tak, veggerog vinduer og krav til effektiviteten i ventila-sjonssystemer. TEK gjelder for nye bygg ogstørre rehabiliteringer. Det har skjedd en bety-delig innstramning av energikravene de senereår, se figur 16.3. Kravene ble strammet til med25 prosent i 2007 og ytterligere 20–25 prosentfra 1. januar 2016. Kravet er nå at energibehovetikke skal overstige 100 kWh/m2/år + arealkorri-gering (1600/m² oppvarmet BRA) i småhus, 95kWh/m2/år i boligblokker og 115 kWh/m2/år ikontorbygg. Til sammenligning er beregnetgjennomsnittlig energibruk i norske boliger omlag 185 kWh/m2/år. Det faktiske forbruket vilofte være høyere enn det beregnede, men virk-ningen av tilstramningene er likevel betydelig.

Virkningen av tilstramningene i energikra-vene vil akkumuleres over tid. Fordi bygg stårlenge, får tekniske kravs utforming konsekven-ser for energibruk i mange år etter at bygget erferdig. NVE estimerer at det vil komme 98 mill.kvadratmeter med ny bygningsmasse frem mot2030.1 Med utgangspunkt i de beregnede bespa-relsene som følger av innstrammingen fra1.1.2016, vil kravene gi energisparing på totaltom lag 18 TWh frem til 2030.

Figur 16.3 Illustrasjon av utviklingen i energief-fektivitetskrav til småhus i kWh/m2/år, 1969–2015.

Tallene for de ulike søylene er ikke fullt ut sammenlignbareKilde: TEK 1969 og 1987: «Kostnadsoptimalitet – Energire-gler i TEK», Multiconsult og Sintef 2012. TEK 1997: Sintef.TEK 2007, 2010 og 2015: DiBK/KMD. Beregnet gjennom-snittlig energibruk i eksisterende bygg: Enova.

1 Inkluderer ikke industribygg.

0

50

100

150

200

250

300

1969

1987

1997

200

7 /2

010

2015 Gjenomsnitt

eksisterende bygg

kWh/

m2/

år


oppgaver og utnytte energiressursene mer effek-tivt. En del tunge samfunnstrender har ogsåbidratt til å begrense energibruken. Lite energiin-tensive næringer, som tjenesteytende sektor, harvokst raskere enn de energiintensive industrinæ-ringene. Noe energiintensiv industri er nedlagt.

I hvilken grad vi som samfunn blir bedre til åta i bruk energien mer effektivt, er utfordrende åmåle. For å fastsette et nasjonalt mål for energief-fektivisering, må det brukes en felles måleenhetfor ytelse på tvers av hele økonomien. Regjerin-gen foreslår derfor å bruke energiintensitet sommål på energieffektivitet. Energiintensitet er envanlig brukt måleenhet og uttrykkes her somnetto innenlands energibruk1 delt på bruttonasjo-nalprodukt (BNP) for Fastlands-Norge. Et sliktmål tar innover seg ulike forhold som påvirkerenergibruken og er mer egnet enn et mål uttrykt iabsolutte termer, f.eks i TWh. Målet for energief-fektivisering skal ikke legge restriksjoner på frem-tidig verdiskapning og velferd.

Regjeringen foreslår et mål om forbedring ienergiintensiteten frem mot 2030 som er likesterk som det vi har sett de siste femten år, det vilsi 30 prosent sammenlignet med 2015. Dette er enforbedring som er høyere enn den som følger avfremskrivningene presentert i Perspektivmeldin-gen 2013, jf. boks 16.2.

Å ivareta en effektiv ressursbruk ligger tilgrunn for beslutninger på alle samfunnsområder.Dette har også positive virkninger på energieffek-tiviteten. Velfungerende markeder og priser somreflekterer samfunnsøkonomiske kostnader ognytte, danner det viktigste grunnlaget for energi-effektivitet. Regjeringen bidrar til energieffektivi-sering frem mot 2030 gjennom en bredt anlagtpolitikk og godt tilrettelagte virkemidler. Regjerin-gen legger opp til å orientere om utviklingen ienergiintensiteten i den årlige budsjettproposisjo-nen. Med jevne mellomrom vil det også væreaktuelt å analysere utviklingen nærmere, blantannet gjennom å dekomponere effekten av demest sentrale drivkreftene.

1 Uten råstoff og energibruk i kraftog vannforsyning ogpetroleumssektoren

Boks 16.2 Fremskrivninger av energiintensiteten

SSB har for departementet utarbeidet en lang-siktig fremskrivning av energiintensiteten iNorge. Makroøkonomiske modeller gir ossmulighet til å kartlegge samspillet mellom utvik-ling i energibruk og utvikling i befolkning, øko-nomisk aktivitet, teknologi og næringssammen-setning. Utgangspunktet for analysen er referan-sebanen som ligger til grunn for den siste per-spektivmeldingen, jf. Meld. St. 12 (2012–2013).

Modellfremskrivningene fanger ikke oppeffekter av eventuell ny politikk og nye virke-midler, men viderefører effektene av den eksis-terende politikken. Eksempelvis er de sisteendringer i byggteknisk forskrift, styrkingen avEnova og utviklingen i transportsektoren ikkereflektert i fremskrivningene i perspektivmel-dingen.

I fremskrivningene er det lagt til grunn enøkning i befolkningen fra 5 mill. innbyggere i2013 til rundt 5,9 mill. i 2030. Dette er i tråd med«mellomalternativet» i SSBs befolkningsfrem-skrivning fra juni 2012. Teknologiutviklingen ergitt ved en produktivitetsvekst på 1,6 prosent

per år. Modellen følger nasjonalregnskapetsdefinisjoner for økonomisk aktivitet, noe sommedfører at det er energiregnskapet til SSB(inkludert husholdningene) som er grunnlagetfor energidelen i modellen. Energibruken omfat-ter netto innenlands sluttforbruk eksklusivråstoff og energibruken i kraftog vannforsy-ning og petroleumssektoren.

Det forventes at økonomisk aktivitet ogbefolkningsvekst vil føre til videre vekst i energi-bruken. Mer energieffektiv teknologi og en rela-tivt høyere vekst i mindre energiintensive sekto-rer vil fortsatt bidra til å bremse denne veksten.

De siste 15 årene har energiintensiteten(energibruk/BNP) falt med 30 prosent. Basertpå fremskrivningene, kan det legges til grunnen fortsatt reduksjon i energiintensiteten deneste 15 årene (2030), men ikke like sterk somfør. I den siste perspektivmeldingen er det lagttil grunn en noe lavere produktivitetsvekst enndet som er registrert de foregående 15 år. Frem-skrivningene tilsier en reduksjon i energiintensi-teten på 25 prosent fra 2016 til 2030.


16.6 Forbud mot fossil olje til oppvarming i bygg

Regjeringen arbeider med utforming av et forslagtil forbud mot fyring med fossil olje i boliger og tilgrunnlast i øvrige bygg i 2020. Regjeringen vurde-rer om forslaget til forbud også bør omfattespisslast i alle bygg. Regjeringen vil se på virke-midler for å fase ut bruken av fossil olje i fjern-varme i sammenheng med forslaget.

I forbindelse med klimaforliket fra 2012, jf.Innst. 390 S (2011–2012), ba Stortinget regjerin-gen om å innføre et forbud mot fyring med fossilolje i husholdninger og til grunnlast i øvrige byggi 2020. Stortinget har senere bedt regjeringen vur-dere å utvide forbudet til også å omfatte topplast,jf. Innst. 147 S (2014–2015), og om å komme til-bake til Stortinget med forslag om virkemidler forå fase ut fossil olje i fjernvarme og gjøre fjern-varme mest mulig ressurseffektiv, jf. Innst. 192 S(2014–2015).

16.7 Overgang fra fossile til fornybare energikilder

16.7.1 Innledning

I forbindelse med behandlingen av Dokument8:10 S (2014–2015), Innst. 147 S (2014–2015) fat-tet Stortinget følgende anmodningsvedtak: «Stor-tinget ber regjeringen legge frem en sak om hvor-dan fossil energibruk i Norge kan erstattes medfornybare energikilder som tilpasning til lavut-slippssamfunnet.»

En energipolitikk som legger til rette for lønn-som utbygging av fornybar energi og en klimapo-litikk som priser utslipp slik at fossil energi fort-setter å bli gradvis faset ut bidrar til en effektivovergang fra fossile til fornybare energikilder.Regjeringen legger i denne stortingsmeldingenfrem en helhetlig energipolitikk, som samlet settskal bidra til forsyningssikkerhet, næringsutvik-ling og mer effektiv og klimavennlig energibruk.Politikkutformingen på alle disse områdene skallegge til rette for en fortsatt overgang fra fossil tilfornybar energi.

Stortingsmeldingen gir en gjennomgang avstatus for bruk av fossil og fornybar energi iNorge, og utviklingen de senere årene, jf. kap. 2.Andelen fornybar energi i det norske energifor-bruket er i dag meget høy, med et nivå på 69,2prosent i 2014. Fornybarandelen har økt vesentligde siste 10 årene.

Utslippene fra energibruk i Fastlands-Norgehar blitt redusert siden 1990. Bruken av fornybar

elektrisitet, fjernvarme og bioenergi har økt, ogsammensetningen av fossilbruken har endret seg.Den norske energibruken har som følge av detteblitt mindre CO2-intensiv og mer energieffektiv.

Det er fortsatt utstrakt bruk av fossil energi ienkelte sektorer i Norge. Bruken av fossil energier størst i transport, etterfulgt av industrien.Andre sektorer med høy andel fossilbruk er fiske,landbruk og anleggsvirksomhet. Volumene erimidlertid små, og knyttet til bruk av maskiner ogtransportformål.

16.7.2 Regjeringens strategi for å erstatte bruk av fossil energi med fornybar energi

Regjeringen legger til rette for lønnsom utbyg-ging av fornybar energi og mer effektiv og klima-vennlig bruk av energi i Norge gjennom politik-ken for fremtidens energisystem, jf. omtalen i kap.16–19. Det vises også til Meld. St. 13 (2014–2015)om ny utslippsforpliktelse for 2030 – en felles løs-ning med EU. Utslippsreduksjoner i ikke-kvote-pliktig sektor blant annet gjennom reduserteutslipp i transportsektoren og miljøvennlig skips-fart vil være viktige satsingsområder. I tillegg erutvikling av lavutslippsteknologi i industrien ogren produksjonsteknologi frem som prioritertesatsingsområder.

Enova er en viktig del av virkemiddelbrukenpå disse områdene. Regjeringen mener styrings-modellen for Enova er avgjørende for en mestmulig effektiv utnyttelse av ressursene til disseformålene. Enovas overordnede mål skal værereduserte klimagassutslipp og styrket forsynings-sikkerhet for energi, samt teknologiutvikling sompå lengre sikt også bidrar til reduserte klimagass-utslipp. Dette vil reflekteres i den nye styringsav-talen mellom Olje- og energidepartementet ogEnova for perioden 2017 til 2020.

Energiforsyningens rolle – tilgang på fornybar kraft og et sikkert overføringsnett

Energiforsyningen i Norge er i stor grad basert påfornybare energikilder og gir et gunstig utgangs-punkt for omstillingen til lavutslippssamfunnet.Den norske kraftforsyningen er i all hovedsakbasert på vannkraft som vil spille en viktig rolle ifremtidens energisystem. Vannkraftens egenska-per danner grunnlag for å satse på annen fornybaruregulerbar produksjon og utslippsreduksjoner iNorge og i andre land.

Perspektivene for kraftbalansen i årene frem-over tilsier at det er nok tilgang på kraft til en bety-


delig overgang fra fossile energikilder til elektrisi-tet. NVE har beregnet behovet for elektrisitet somfølge av en del- eller helelektrifisering av trans-portsektoren. Hvis det forutsettes at all personbil-transport elektrifiseres, vil dette kreve om lag 7TWh/år med dagens bilpark. En slik økning ietterspørselen er innenfor det vårt kraftsystemkan produsere, både på kort og lang sikt. Utvidesberegningen til all veitransport tilsier elektrifiserin-gen et kraftforbruk på i underkant av 12 TWh/år.

Nye forbruksområder for elektrisitet, økteffektuttak og større ladebehov kan imidlertid giutfordringer for kraftsystemet, jf. kap. 9 og 10. Enfortsatt velfungerende og effektiv kraftforsyninger en forutsetning for en fortsatt overgang til brukav elektrisitet i nye anvendelser eller som erstat-ning for fossil energi. Regjeringen vil styrke forsy-ningssikkerheten slik at kraftsystemet kan hånd-tere nye bruksområder for elektrisitet, økt brukav lading i transportsektoren, mer bruk av energi-effektivt utstyr og slik at mer fornybar kraftpro-duksjon kan fases inn, jf. kap. 15.

Regjeringen vil legge til rette for å erstatte fos-sil energibruk med fornybar energi gjennom å– bedre det langsiktige grunnlaget for lønnsom

utnyttelse av de fornybare energiressursene– styrke transmisjonsnettet og underliggende

nett– legge til rette for ny teknologi og utviklingen av

nye markedsløsninger som bidrar til å styrkeforsyningssikkerheten

– legge til rette for fortsatt markedsintegrasjonog omstilling i den europeiske kraftsektoren

Husholdninger og tjenesteyting

I løpet av de siste 20 årene er bruken av fossil oljetil oppvarming i bygg blitt betydelig redusert, ogelektrisitet står for store deler av forbruket i hus-holdninger og tjenesteyting, jf. kap 2. Forbruket idisse sektorene utgjør en svært liten andel av dennorske bruken av fossile energikilder. Fra og med2016 er det forbudt å installere varmeinstallasjo-ner for fossilt brensel i nye bygg. Dette vil bidra tilat det stasjonære forbruket i disse sektorene iårene fremover i hovedsak vil være basert på for-nybar energi.

Regjeringen vil legge til rette for at den sistedelen av bruken av fossil olje fases ut i hushold-ninger og tjenesteyting gjennom å– utforme et forslag til forbud mot fyring med

fossil olje i husholdninger og til grunnlast iøvrige bygg i 2020

– vurderer om forslaget til forbud også børomfatte spisslast i alle bygg

– se på virkemidler for å fase ut bruken av fossilolje i fjernvarme i sammenheng med forslagettil forbud mot bruk av fossil olje til oppvarmingi bygg

Transport

Transportsektoren står for den største bruken avfossil energi innenlands med et forbruk på nær-mere 53 TWh. De siste årene har det vært enøkende bruk av elektrisitet. Regjeringen har gittEnova i oppdrag å bidra til reduserte klimagassut-

Figur 16.4 Sammensetning av energibruken i Norge. Innenlandsk energibruk utenom råstoff.

Kilde: SSB

Elektrisitet

Bioenergi

Fjernvarme

Petroleumsprodukter

Kull og koks

Gass

Husholdninger

Fiske Landbruk

Bygg og anlegg

Transport Industri og bergverk

Tjenesteytende næringer


slipp i transportsektoren. Det finnes også enrekke andre virkemidler som bidrar til å redusereutslippene fra transportsektoren. Enova skal væreen pådriver for å ta i bruk og utvikle nye energi-og klimateknologier. Enova har lansert en rekkeprogrammer på transportområdet som kan leggetil rette for utfasing av fossil energi fra transport-sektoren. Enova har blant annet lansert sin stra-tegi for støtte til ladeinfrastruktur for elbiler oggitt tilsagn om støtte til bygging av de første lade-stasjonene. I tillegg har Enova og lansert et pro-gram for produksjon av bærekraftig biodrivstoff.

Regjeringen vil– bidra til reduserte klimagassutslipp fra trans-

portsektoren gjennom Enova– legge til rette for landstrøm i flere norske hav-

ner– sørge for at utvikling av ny og umoden tekno-

logi for utslippsreduksjoner i skipsfarten tilleg-ges vekt i utarbeidelsen av ny avtale og mandatfor Enova

– følge opp Stortingets vedtak om rettighets-festet støtte til offentlig tilgjengelig ladeinfra-strukur for elbil

Industri

Industriens bruk av fossile energikilder tilsvarteom lag 19 TWh i 2014. Denne energibruken er istor grad knyttet til industrielle prosesser. Ande-len elektrisitet, fjernvarme og gass har økt desenere årene, og erstattet noe av de tyngre fossileenergikildene som kull, koks og olje.

Tilgangen på fornybar kraft har vært avgjø-rende for at norsk industri har en langt høyerebruk av fornybar energi enn industrien i andreland. Den videre utviklingen av energiog kraftfor-syningen har stor betydning for industriens mulig-heter til fortsatt verdiskaping basert på norskefornybarressurser.

Det finnes en rekke virkemidler som bidrar tilå redusere utslippene i industrien. Utvikling av nyenergi- og klimateknologi i industrien er et stortog voksende arbeidsområde for Enova. De sisteårene har Enova støttet en rekke nyskapende pro-sjekter innen industrien, blant annet innen kob-berproduksjon, aluminiumsproduksjon og nysmelteverksteknologi som tilrettelegger for brukav hydrogen i stedet for kull. Enova har ogsåbidratt til at spillvarme kan utnyttes både til kraft-produksjon og varmeformål.

Petroleumssektoren er omfattet av både CO2-avgift og EUs kvotesystem. Ved alle nye feltutbyg-

ginger på norsk sokkel blir det stilt krav om at detskal legges frem en oversikt over energimengdeog kostnader ved å benytte kraft fra land fremfor åbruke gassturbiner. Dette for å sikre at kraft fraland blir valgt når det er hensiktsmessig.

Enova har de siste årene rettet oppmerksom-het mot petroleumssektoren. I dialog med deulike virksomhetene, ønsker Enova å bidra til øktenergieffektivisering i sektoren. DEMO 2000 skalbidra til å kommersialisere ny teknologi gjennomstøtte til kvalifisering av teknologier og gjennom-føring av pilot- og demoprosjekter. Tiltaket skalogså bidra til at mer miljøvennlig og energieffek-tiv teknologi blir demonstrert.

Regjeringen bidrar til overgang fra bruk avfossil til fornybar energi gjennom– å legge til rette for at tilgangen på fornybar

kraft fortsatt skal være et konkurransefortrinnfor norsk industri

– Enovas satsing på ny energiog klimateknologi– at petroleumssektoren er underlagt både CO2-

avgift og kvoteplikt– DEMO 2000 sine bidrag til mer miljøvennlig

og energieffektiv teknologi

Forskning og utvikling

Regjeringen satser tungt på forskning og utviklinginnenfor fornybar energi, energieffektivisering ogCO2-håndtering og har styrket denne satsingen i2016-budsjettet. Det samme gjelder petroleums-forskning for mer effektiv og miljøvennlig utvin-ning av petroleumsressursene.

Klima, miljø og miljøvennlig energi er hoved-prioriteter i regjeringens langtidsplan for forsk-ning og høyere utdanning. I tillegg til forskning påmiljøvennlige energiteknologier dekker detteogså forskning innenfor energi til transportsekto-ren. Forskningsmidler skal også bidra til å dekkeforvaltningens behov for kunnskap om utfordrin-ger og løsninger knyttet til energi og klima.

Regjeringen vil– legge til rette for en sømløs virkemiddelbruk i

alle deler av innovasjonskjeden– styrke satsingen på forskning og utvikling ret-

tet mot fornybar energi, energieffektiviseringog CO2-håndtering, med særlig fokus på å vide-reutvikle næringsrettede virkemidler i grense-flaten mellom teknologiutvikling og marked

– satse på forskning og utvikling av teknologierinnenfor produksjon, lagring og bruk av hydro-gen som energibærer

– følge opp Stortingets vedtak om en støtteord-ning for hydrogen i Enova


17 Effektiv utnyttelse av lønnsomme fornybarressurser gir grunnlag for næringsutvikling og verdiskaping

17.1 Innledning

Norge skaper store verdier basert på energires-sursene våre. De fornybare energiressursene girgrunnlag for næringsutvikling og verdiskaping. Idag er Norge den største vannkraftprodusenten iEuropa og syvende største i verden. Ett av regje-ringens prioriterte innsatsområder i klimapolitik-ken er å styrke Norges rolle som leverandør avfornybar energi.

Fornybarnæringen i Norge er viktig. Nærin-gen sysselsetter totalt om lag 20 000 årsverk i helelandet, inkludert sysselsettingen innen nettvirk-somheten. Fornybarnæringen vil fortsette å væreen helt sentral næring i Norge i den videre over-gangen til mer klimavennlig energibruk i Norgeog Europa. Leveransene av fornybar energi ergrunnleggende for positiv utvikling i annen indus-tri og næringsliv.

Regjeringen vil legge til rette for at vi kanutvikle og fortsatt dra nytte av konkurransefor-trinnene våre innen foredlingen av de fornybareenergiressursene. Velfungerende markeder skalgi effektiv utnyttelse av lønnsomme fornybarres-surser som gir grunnlag for næringsutvikling ogverdiskaping. Den regulerbare vannkraften,utstrakt bruk av elektrisitet til mange formål ogtidlig markedsomlegging av kraftsektoren gir for-trinn i et Europa som skal gå i samme retning.

Regjeringen vil styrke et allsidig og bredtnorsk næringsliv, og legge bedre til rette for privateierskap. Et mer mangfoldig aktørbilde vil gjen-nom økt konkurranse bidra til rasjonell utviklin-gen av overføringsforbindelsene for kraft til utlan-det. Regjeringen har derfor lagt frem forslag om åendre energiloven slik at også andre enn Statnettkan eie og drive utenlandsforbindelser.

Den gode tilgangen til fornybar kraft har lagtgrunnlaget for en betydelig energiforedlendeindustri i Norge. Norsk kompetanse og erfaringer verdensledende. Regjeringen vil bygge på dettei utviklingen av nye markeder med energitjenes-ter, ny teknologi og nye energiintensive produk-

ter. Vi må fortsette å ta kraften i bruk, og vi skalbruke den mest mulig effektivt.

Regjeringen ønsker å sikre at industrielleeiere av vannkraft, innenfor dagens konsolide-ringsmodell, kan ivareta sitt behov for forutsigbarkrafttilgang også i fremtiden. Regjeringen har der-for lagt frem forslag om endring av industrikonse-sjonsloven. Forslaget gir industrien muligheter oglangsiktig tilgang på kraft.

Regjeringens styrkede satsing på Enova bidrartil gode betingelser for moderne, kraftintensivindustri i Norge. Regjeringen legger også til rettefor ny industrivirksomhet, og har foreslått å inn-føre redusert sats i el-avgiften for store datasenterog skip i næringsvirksomhet.

Regjeringen arbeider for å skape en mestmulig sømløs virkemiddelbruk mellom ulike insti-tusjoner og programmer i innovasjonskjeden. Inn-ovasjon Norge, Forskningsrådet, Enova ogGassnova utgjør til sammen et sterkt virkemid-delapparat. Fremtidig verdiskaping avhenger avvår evne til videre innovasjon og kunnskapsutvik-ling.

Regjeringen vil bygge videre på strategiensom er utarbeidet av næringsaktører,forskningsinstitusjoner og offentlige myndig-heter gjennom Energi 21. Vannkraft og fleksibleenergisystemer trekkes spesielt frem som to sen-trale områder der Norge har spesielt godtutgangspunkt. Norge har også sterke miljøer påutvikling av aluminiumsteknologi, silisiumtekno-logi, leverandører av teknologi og løsninger påoffshore vind, energieffektivisering i industri ogbygg og CO2-håndtering.

17.2 Handel med kraft og nye forretningsområder

Regjeringen vil styrke forbindelsene til de euro-peiske energimarkedene, og legge forholdene tilrette for lønnsom utnyttelse av den regulerbarevannkraften. Formålet er å bidra til økt lønnsom-het for kraftproduksjon og -handel. Spesielt vil


Kilde: Energi21.

Tabell 17.1 Energi 21: Norske fortrinn innenfor energiressurser og kompetanse

Komparative fortrinn – energiressurser og kompetanse

Energiressurser

Store fornybare energiressurser – Vann – energi, energilager, effekt og energi som innsatsfaktortil industrien

– Vind – energi og energi som innsatsfaktor til industrien

– Landbasert og marin biomasse

Petroleum – Store ressurserKompetanse, erfaring og teknologi

Vannkraft – Fjellanlegg/undergrunnsteknologi

– Høytrykksanlegg, fleksible løsninger

– Kostnadseffektiv prosjektering, planlegging og drift

– Avanserte metoder/systemer for optimal overvåking og drift

– Miljødesign ved både planlegging og drift

Elkraftteknisk systemkompetanse – Planlegging, bygging og drift av elektrisk infrastruktur

– Elkrafttekniske komponenter og delleveranser

– Automatisert overvåking og drift av elektrisitetsnettet

Energisystem med høy grad av – Planlegging, bygging og drift

elektrifisering – Elkrafttekniske komponenter og delleveranser

– Automatisert overvåking og drift av elektrisitetsnett

– Kraftmarked – markedsdesign

Offshore olje – og gass virksomhet – Bygge, drifte og vedlikehole store offshoreinstallasjoner

– Geologi og geoteknikk

– Erfaring med CO2-fangst, transport og lagring

Maritim industri – Marine operasjoner

– Spesialfartøy

Prosessteknologi – Generisk – lang industriell erfaring og forskningskompetanse

– CO2-separasjon fra naturgass og røkgass

– Raffinering for konvertering av fossile råstoff relevant for bio-raffinering

– Elektrolyse

Materialteknologi – Lang industriell erfaring og forskningskompetanse

– Materialforedling (f.eks. Si, FeSi, Aluminium mm)


den store vannkraftens spesielle egenskaperkunne utnyttes til å skape verdier i det europeiskeenergisystemet under omlegging. Handelen medkraft gir produsentene tilgang til nye markeder oggir inntjening i form av flaskehalsinntekter.

17.2.1 Utvikling av et effektivt europeisk markedsdesign

Regjeringen vil føre en aktiv europapolitikk, og eropptatt av å følge opp europeisk politikk- og regel-verksutforming på energiområdet på en god måte.Norsk energisektor knyttes stadig tettere til deeuropeiske markedene. En liten åpen økonomimed store energiressurser, som Norge, er gene-relt tjent med integrasjon av markedene og økthandel mellom landene. Samtidig innebærer detteat flere viktige rammer for vår energisektor fast-settes i EU.

Engrosmarkedet og nytt markedsdesign

Regjeringen vil i arbeidet med å følge opp utviklin-gen av markedsdesignet i Europa, legge vekt påde grunnleggende prinsippene om effektiv pris-dannelse. Regjeringen vil arbeide for å holde bru-ken av kapasitetsmekanismer, og andre ordningersom fordreier prissignalene i markedet, på etminimum.

Det nordiske engrosmarkedet for krafthandeler nå en integrert del av det europeiske markedet.I markedsdesignet fastsettes det hvordan kraft-handelen mellom land skal organiseres, og det gisdetaljerte handelsregler for alle markedsaktører.For norsk kraftsektor er det viktig at handelsre-glene underbygger en effektiv utnyttelse av mel-lomlandsforbindelsene og at norske aktører fårbetalt for sin reguleringsevne.

Regelverk om driften av kraftsystemet er ogsåunder utarbeidelse i EU. Regjeringen støtter oppom et fortsatt sterkt nordisk samarbeid på system-drift. Samtidig er det viktig at det nasjonale ansva-ret for selve driften ligger fast. Markedsløsningeri systemdriften bør tas i bruk så langt det ermulig. Spesielt vil dette gjelde bruken av balanse-markeder.

Europakommisjonen er også i ferd med å lageharmoniserte regler om sluttbrukermarkedene.Disse markedene har frem til i dag vært regulertnasjonalt. Sammenliknet med store deler avEuropa, har Norge et velutviklet sluttbrukermar-ked med høy konkurranse mellom leverandørerog en stor andel av forbrukskundene på spotpris-kontrakter. En europeisk regulering bør gi mulig-het til å beholde og videreutvikle gode markeds-

løsninger der alle aktører får effektive prissignalerog mulighet til å reagere på disse.

Departementet følger aktivt opp EUs politikk-og regelverksutforming på energiområdet og del-tar aktivt i arbeidet med å utvikle en effektiv regu-lering av det europeiske kraftmarkedet. Norgehar mulighet til å delta i regelverksutformingenog fremme norske synspunkter gjennom blantannet ENTSO-E, ACER og Grensehandelskomi-teen. ACER og ENTSO-E vil få større betydningfor den videre utviklingen av det europeiske mar-kedsdesignet. Det er viktig at NVE og Statnett sålangt som mulig deltar aktivt i disse organene ogvier ressurser og oppmerksomhet til dette arbei-det.

Europeisk regelverk er ofte mer omfattendeog detaljert enn det norske regelverket, og kanvirke rigid sett fra et norsk ståsted. Det kan imid-lertid det være nødvendig med en høy detalje-ringsgrad og harmonisering av regelverk for å fåtil en integrering av svært ulike nasjonalesystemer og markeder. Hoveddelen av EUs ener-giregulering følger hovedprinsippene som liggertil grunn for det nordiske kraftmarkedet. En delav det nye regelverket vil medføre endring i våreetablerte systemer og markedsorganisering.Departementet vil arbeide for en effektiv regule-ring som gagner det europeiske kraftmarkedet ogsøke å motvirke regulering som åpenbart går motnorske interesser i energipolitikken. Nye euro-peiske løsninger kan også medføre forbedringer.

Departementet vil intensivere det nordiskesamarbeidet inn mot EU-prosessene, både for åivareta gode nordiske løsninger, og for å bidra tilden videre utviklingen av markedsdesignet iEuropa.

Departementet vil legge til rette for at vi kandemonstrere effektive markedsløsninger i Nor-den, og på den måten bidra inn i de europeiskeprosessene med konkrete erfaringer og i størregrad påvirke utformingen av det europeiske mar-kedsdesignet. Det er også en fordel med tanke pågjennomslag å være tidlig involvert i EUs regel-verksprosesser, og forsøke å fremme effektive løs-ninger som også har nytte for EU som helhet.

17.2.2 Krafthandel med utlandet

Norge har hatt stor nytte av kraftutveksling tilutlandet. Eksisterende forbindelser har bidratt tiltilgang på kraft i tørre og kalde år og redusert sår-barheten for svingninger i kraftproduksjonen.Samtidig har samspillet med andre lands kraft-markeder bidratt til verdiskaping. Norges særstil-


ling med regulerbar vannkraft har gitt oss stornytte av å handle kraft med andre land.

Utenlandsforbindelsene som nå blir etablert tilStorbritannia og Tyskland vil knytte norsk vann-kraft direkte til nye markeder. Utsiktene for kraft-markedene i Norden og Europa tilsier et øktbehov for fleksibilitet i kraftproduksjonen. Dettetrekker i retning av at det vil være grunnlag forlønnsom handel mellom vårt vannkraftsystem ogandre land også på lang sikt. Etter å ha høstet til-strekkelig med erfaringer fra kablene til Tysklandog Storbritannia, kan det derfor bli aktuelt å eta-blere ytterligere utvekslingskapasitet. Myndighe-tenes vurdering av samfunnsøkonomisk lønnsom-het vil bli gjort i konsesjonsbehandlingen.

Økt utvekslingskapasitet frem mot 2021 legger til rette for betydelig verdiskaping

Infrastrukturutbygging i kraftsektoren gir mulig-het for økt verdiskaping gjennom handel. Regje-ringen ga høsten 2014 Statnett konsesjon til åbygge to nye utenlandsforbindelser for strøm, én

til Tyskland og én til Storbritannia. De to uten-landsforbindelsene vil øke Norges utvekslingska-pasitet med utlandet med om lag 50 prosent sam-menliknet med dagens nivå. Med de nye forbin-delsene på plass vil utvekslingskapasiteten bli påom lag 25 prosent av produksjonskapasitet i lan-det.

Kraftsystemene i Tyskland og Storbritannia erulike det nordiske kraftsystemet. Handelsmulig-hetene med landene vil derfor gi gevinster. Gevin-stene vil gi Statnett flaskehalsinntekter gjennomordinær spothandel med kraft og inntekter frahandel med andre produkter. I tillegg vil forbin-delsene gi norske produsenter inntekter fordikraftprisene i Tyskland og Storbritannia i perioderer høye. Det norske kraftsystemets regulerings-evne gjør at aktørene kan flytte produksjon tildisse periodene. Dette øker verdien av norskkraftproduksjon, og vil gjøre det mer attraktivt åinvestere i ny fornybar kraftproduksjon. For åsikre verdien av våre fornybarressurser, menerRegjeringen at utbygging av ny kraftproduksjonog utenlandsforbindelser må sees i sammenheng.

Boks 17.1 Regjeringens arbeid på EU/EØS saker

Utviklingen av energipolitikken i Europa påvir-ker oss i stor grad. Dette skjer direkte gjennomregelverk som tas inn i EØS-avtalen, og indi-rekte via utviklingstrekk i det europeiske ener-gimarkedet. Dette gjør det svært viktig å jobbemålrettet og effektivt med EU-sakene på energi-området.

I regjeringens strategi for samarbeidet medEU 2014–2017 er klima- og energipolitikkentrukket frem som en av fem hovedprioriteringer.Her slås det fast at for Norge som stor energiek-sportør og deltaker i det indre energimarkedgjennom EØS-avtalen er det viktig å bidra tilutformingen av EUs energipolitikk.

I Olje- og energidepartementets EØS-stra-tegi blir det nærmere beskrevet hvordan depar-tementet jobber med disse sakene. Den over-ordnede målsetningen er å sikre norske interes-ser i alle faser av EUs politikkutforming, fra etforslag utformes til det blir vedtatt i EU og etter-hvert blir en del av EØS-avtalen. Dette inne-bærer tett kontakt med EU på energiområdet,både utenfor og innenfor rammen av EØS-avta-len.

Fra norsk side vektlegges en effektivbehandling av de direktiver som anses som

EØS-relevante. Det er viktig at nødvendige EØS-tilpasninger og utfordringer i gjennomføring inorsk lov identifiseres så raskt som mulig, og atdet i en tett dialog med de andre EØS/ EFTA-landene sikres at hovedprinsippene i EØS-avta-len ivaretas. Også tett kontakt med bransje oginteressegrupper vektlegges for å identifisereinteresser og behov i tilpasning og gjennomfø-ring av rettsaktene.

Norge har et godt samarbeid med EU, ogblir ansett som en viktig partner fra EUs side.Komplementært til EØS-avtalen ble det i 2002etablert en regelmessig energipolitisk dialogmed EUs energikommissær. Med Juncker-kom-misjonen ble ansvaret for energipolitikken deltmellom en visepresident med ansvaret for EUsenergiunion, og en fagkommissær ansvarlig forklima- og energispørsmål.

Med opprettelsen av energiunionen har EU-kommisjonen tydelig signalisert et ønske omtettere samarbeid med Norge. Dette har blittfulgt opp fra regjeringens side. Norge har spiltinn synspunkter i forbindelse med utviklingenav EUs energiunion.


Boks 17.2 Statkrafts markedsaktiviteter i Europa

Statkraft har i mange år arbeidet med nye forret-ningsmuligheter i det europeiske kraftmarkedet.Statkraft startet handelsvirksomhet i Amsterdami 1998 og Düsseldorf i 1999. Hensikten var å draveksel på markedskompetanse opparbeidet i detnordiske kraftmarkedet i de mer nylig liberali-serte europeiske markedene. Over tid har virk-somheten blitt betydelig og i dag har Statkraft ioverkant av 400 ansatte innen markedsaktiviteteri Düsseldorf, Amsterdam, London, Lyon, Istan-bul, Tirana, Sofia, Bucuresti og Beograd. Utveks-ling av ideer mellom kontorene styrker både for-retningen på Kontinentet og Norge. Like viktig erdet at virksomheten på kontinentet bedrer Stat-krafts forståelse av disse kraftmarkedene og ikkeminst innvirkningen på prisdannelsen i Norden.Denne kunnskapen styrker dermed disponerin-gen av de nordiske kraftverkene. Videre gjør denden sterke posisjonen innen krafthandel selska-pet i stand til å etablere nye forretningsmodeller iden pågående endringen av energisystemene påkontinentet.

I Tyskland driver Statkraft over 1000 små-skala vind- og solkraftverk i et såkalt virtueltkraftverk, jf. figur 17.1. Omstillingen i den tyskekraftsektoren har ført til at mange små aktørerinvesterer i små vind- og solkraftverk. Som bety-delig kraftmarkedsaktør og eier av småskalavannkraft i Tyskland, så Statkraft tidlig1 at dissekraftverkene ville tjene på mer aktivt å tilpassekraftproduksjonen til markedsforholdene. Forden enkelte, lille aktør vil imidlertid en slik ope-rasjon kreve for stor innsats. Statkraft tilbyr der-for å selge kraften i markedet for eiere av min-dre fornybare kraftverk. Det innebærer å hånd-tere det praktiske rundt anmelding og rapporte-ring av produksjon, samt prognoser og optime-ring av i hvilke markeder kraften selges.Tjenesten gir den enkelte aktør større inntekter,reduserer kostnadene for samfunnet gjennomen bedre tilpasning av produksjon og utgjør enbetydelig forretning for Statkraft. Statkraft harsignert kontrakter for 8 988 MW2 og er mar-kedsleder i dette segmentet. Statkrafts virtuellekraftverk er i dag det største «kraftverket» iTyskland.

Statkraft har også betydelig virksomhet i for-hold til salg av vindkraftproduksjon i Storbritan-nia. Slike kraftsalgsavtaler eller Power PurchaseAgreements (PPA) innebærer at Statkraft somtilbyder gjør alt det praktiske rundt å selge kraf-ten og relaterte produkter i markedet, for småprodusenter. Disse produktene er typisk mar-kedsbaserte fornybarverdier (sertifikater frastøtteordninger, opprinnelsesgarantier etc.). Inoen tilfeller inngår også prissikring. I Storbri-tannia er Statkraft markedsledende leverandørav PPAer. Selskapet tilbyr også denne typenavtaler i Norge, Sverige, Romania og Brasil.

Økt kraftproduksjon fra variable, fornybarekilder gir større behov for reguleringstjenestersom kan produsere eller forbruke kraft på kortvarsel. Kostnadsreduksjon innen batterier gjørat lithium-ion batterier nå kan konkurrere medtradisjonelle kilder (som pumpekraftverk oggass- og kullkraftverk) om den mest kortvarigereguleringen av kraftsystemet i land med høyekostnader for slike tjenester. Statkraft har instal-lert et 3 MW batteri Dörverden i Tyskland. Bat-teriet er installert ved siden av et småkraftverkog et anlegg med solcellepaneler. Batteriet vilselge systemtjenester (primærreserve) til sen-tralnettselskapet i området. Erfaringene fra drif-ten vil vise om dette er en mulighet som kanutvikles flere steder. Anlegget ble startet opp ifebruar 2016.

Leasing av solcellepaneler til kunder somkjøpesentre, logistikksentre, eiendomsselskap,etc. utgjør også en forretningsmulighet i dettyske kraftmarkedet. Teknologiutvikling og detregulatoriske rammeverket i Tyskland gjør atdet er store potensial for å installere solcellepa-neler på takene til disse kundene. Imidlertid vilmange aktører ofte ikke ha nødvendig kompe-tanse for, eller ønske om å eie og drive slikeinstallasjoner. Statkraft ser et forretningspoten-siale i å planlegge, bygge, eie og drive solcelle-paneler for kunder, som så leaser dem og får sik-ret deler av sin energibruk. Statkraft lansertedenne tjenesten i Tyskland i november 2015.


Utenlandsforbindelsene for strøm kan bidra tilat eksisterende og fremtidig kraftproduksjon iEuropa kan utnyttes mer effektivt, og til omleg-gingen til en klimavennlig energiforsyning iEuropa. Dagens utenlandsforbindelser har desiste tiårene styrket forsyningssikkerheten, ogbidratt til import i tørrår. Med en økende andelfornybar og uregulerbar kraftproduksjon iEuropa, øker etterspørselen etter fleksibel kraft-produksjon, som vår regulerbare vannkraft.

Grunnlaget for ytterligere økning i norsk utvekslingskapasitet

De planlagte kraftforbindelsene ut av Norden viløke utvekslingskapasiteten betydelig de neste ti

årene. Nytten knyttet til ytterligere utvekslingska-pasitet har et stort utfallsrom og kostnadene erstore. Regjeringen vektlegger derfor en kontrol-lert utvikling av utvekslingskapasiteten. Dette vilredusere risikoen for å investere for mye i utveks-lingskapasitet.

Den samlede planleggings- og byggetiden foroverføringsforbindelser til utlandet har tradisjo-nelt vært lang. Det er fornuftig at prosjektutviklin-gen starter tidlig med den hensikt at forbindelserkan realiseres hvis behovet kommer. Regjerin-gens forslag om å la andre aktører enn Statnett eieog drive utenlandsforbindelser tilrettelegger fordette.

Departementet vurderer at det er nødvendig åhøste erfaringer og gjøre grundigere analyser før

Boks 17.2 forts.

Figur 17.1 Illustrasjon av virtuelt kraftverk.

Kilde: Statkraft

1 Etter en endring i støtteregimet til fornybar energi.2 Tall per desember 2015.

Vindmøllepark

Biokraftanlegg

Solkraftanlegg

Kraftnett

Etterspørselsprognoser Produksjonsprognoser Kraftprognoser

Vannkraftanlegg

KontrollsenterVindmøllepark


nye forbindelser kan etableres. Økningen iutvekslingskapasitet frem mot 2021 vil ha innvirk-ning på systemdriften, og medføre økte system-driftskostnader. I tillegg vil utviklingen i våre nor-diske naboland påvirke det norske kraftsystemet.

Departementet vil videreføre kriteriet om atinvesteringer i transmisjonsnettet må vurderes utfra samfunnsøkonomisk lønnsomhet. Størrelsenpå nyttegevinstene og kostnadene vil variere medulike forutsetninger om utviklingen i kraftsys-temet og relevante markeder. Hvorvidt det ergrunnlag for ytterligere økning i utvekslingskapa-siteten etter 2021 avhenger av en rekke faktorer.Det er lange ledetider i utvikling av utenlandsfor-bindelser. Departementet mener derfor at detikke er noen motstrid mellom behovet for å høsteerfaringer og at eventuelt nye prosjekter vurderesog utvikles allerede nå.

Regjeringen legger til rette for et mer mangfol-dig aktørbilde i utviklingen av utvekslingskapasi-tet ved å fjerne eierskapsbegrensningene. Kon-kurranse mellom prosjektutviklere vil kunnefremme nye handelsløsninger og teknologiskevalg, samtidig som det kan virke skjerpende ogbidra til en mer kostnadseffektiv utbygging avutenlandsforbindelser. Ved å tillate at flere aktørereier og driver utenlandsforbindelser, vil båderisiko for og finansiering av store investeringerfordeles på flere aktører. Det legges likevel tilgrunn at Statnett også i fremtiden vil ha en sentralog ledende rolle når det gjelder eierskap og driftav nye utenlandsforbindelser.

17.3 Grunnlag for økt industriutvikling

Energi er en avgjørende innsatsfaktor for viktigedeler av norsk industri og næringsliv. De norskefornybarressursene videreforedles i andre sekto-rer som skaper verdier og eksportinntekter forlandet.

Energiressursene har skapt grobunn for utvik-ling av industri hvor kraft er en stor innsatsfaktor.Fortsatt er Norge et attraktivt land for industrienpå grunn av konkurransedyktige priser. Perspek-tivene for kraftprisutviklingen tyder på at dette vilvære situasjonen i mange år fremover.

Regjeringen vil legge til rette for at norskindustri kan dra nytte av våre fornybarressursersom fortrinn også i fremtiden, gjennom velfunge-rende energimarkeder som gir grunnlag for verdi-skaping og næringsutvikling.

Energipolitikken spiller på lag med ennæringsvennlig økonomisk politikk. Regjeringenla i forbindelse med statsbudsjettet for 2016 frem

en melding med forslag til en skattereform for etmer vekstfremmende skattesystem. Skatte-systemet skal gi gode insentiver til å investere ogarbeide, og vil lette omstillingene i næringslivetog øke produktiviteten.

Viktige rammebetingelser legges også utenforNorge. Utvikling i internasjonale råvaremarkederog i det europeiske kraftmarkedet er avgjørendefor perspektivene for industriens lønnsomhet påsikt. Utviklingen av mer energieffektive og klima-vennlige prosesser og teknologier kan gi storemiljø og kostnadsbesparelser i industrien over tid.Enova har en viktig rolle i dette arbeidet. I 2013ble det vedtatt en CO2-kompensasjonsordning forindustrien, som følge av økte strømpriser etterinnføringen av kvotehandelssystemet i EU.

Nye næringer kan bidra til arbeidsplasser ogvidereforedling av våre fornybarressurser. Regje-ringen ønsker etableringer av store datasentre ogannen ny industri som kan utnytte klimavennligenergitilgang og gunstige energipriser i Norge.

Norsk industri står overfor store endringer, ogregjeringen vil legge frem en stortingsmeldingom industriens rammevilkår. Bedriftene må iøkende grad finne lønnsomhet utenfor petrole-umssektoren. Ny teknologi vil prege og endreindustribedriftene. Industrimeldingen vil drøftehvordan regjeringen kan sørge for at næringspoli-tikken bidrar til å fremme god omstillingsevne,økt bærekraft og fortsatt høy konkurransekraft inorsk industri. Meldingen vil også se industrien ilys av det grønne skiftet

Regjeringen vil også legge frem en overordnetstrategi for grønn konkurransekraft og det grønneskiftet. Et ekspertutvalg for grønn konkurranse-

Figur 17.2 Aluminiumsproduksjon.

Aluminiumsproduksjon er energikrevende. Hydros nye tekno-logi som, med støtte fra Enova, skal testes ut i et pilotanlegg på Karmøy reduserer energibehovet. Tas denne i bruk der elektri-sitetsproduksjon medfører klimagassutslipp vil det også ha betydelige klimagevinster.Kilde: Norsk Hydro


kraft ble etablert i juni 2015 for å gi regjeringenråd i arbeidet med strategien. Utvalget skalfremme en overordnet strategi for grønn konkur-ransekraft frem mot 2030 og lavutslippssamfunneti 2050. Internasjonale og nasjonale rammebe-tingelser, utfordringer og muligheter skal vurde-res. Utvalget vil i løpet av utredningsperiodenaktivt engasjere næringsliv, arbeidslivs- ognæringslivsorganisasjoner, miljøorganisasjonerog andre relevante aktører. Ekspertutvalget skallevere sin rapport høsten 2016.

Regjeringen utarbeider en nasjonal bioøkono-mistrategi som skal legges frem i løpet av våren2016. Strategien er sektorovergripende, ogomhandler hvordan våre fornybare ressurser kaninngå i en sirkulær økonomi, hvor målet er å leggetil rette for nye arbeidsplasser, økt verdiskaping,økt ressurseffektivitet og reduksjon i miljø- og kli-magassutslipp.

17.3.1 Forutsigbar krafttilgang

Regjeringen vil legge til rette for at industrielleeiere av vannkraft, innenfor dagens konsolide-ringsmodell, kan ivareta sitt behov for forutsigbarkrafttilgang også i fremtiden.

Regjeringen fremmet derfor i april stortings-proposisjon om endringer i industrikonsesjonslo-ven. I proposisjonen foreslås lovendringer somgjør det mulig å etablere privat minoritetseierskapi offentlige ansvarlige vannkraftselskaper eller sel-skaper med delt ansvar, som et alternativ til aksje-selskaper. Forslaget innebærer at private aktørerogså kan erverve inntil en tredjedel av kapitalenog stemmene i offentlige ansvarlige vannkrafts-elskaper. I slike selskaper vil deltakerne kunne haet annet spillerom til å avtale organisering enn i etaksjeselskap, herunder hvordan utbytte skal delesut. En praktisk konsekvens vil være at en privatminoritetseier, etter avtale med øvrige deltakere,vil kunne motta kraft som til enhver tid stilles tildisposisjon av den offentlige eieren tilsvarendeegen eierandel som utbytte.

Forslaget rokker ikke ved noen av de sentraleelementene i industrikonsesjonslovens reguleringav offentlig eierskap til vannkraftressursene. Uav-hengig av selskapsform skal de offentlige eierneutøve et reelt offentlig eierskap, og må i den for-bindelse beholde den hele og fulle kontroll ogeierstyring over produksjonen og utnyttelse avvannressursen. Kontroll med det offentlige eier-skapet og realiteten i dette sikres av konsesjons-myndighetene gjennom konsesjonsbehandling avde omsøkte erverv. Regjeringen vil følge opp for-slaget som en egen sak.

17.3.2 Effektiv og klimavennlig energibruk i industrien

Regjeringen vil at Enova skal ha et bredt tilbud tilutvikling av energiog klimateknologi. Ett avregjeringens prioriterte innsatsområder i klimapo-litikken, er utvikling av lavutslippsteknologi iindustrien. Utvikling av ny energiog klimatekno-logi i industrien er et stort og voksende arbeids-område for Enova. De siste årene har Enova støt-tet en rekke nyskapende prosjekter innen indus-trien, blant annet innen kobberproduksjon, alumi-niumsproduksjon, biokullproduksjon og ny smel-teverksteknologi som muliggjør bruk avhydrogen i stedet for kull. Enova har også bidratttil at spillvarme kan utnyttes både til kraftproduk-sjon og varmeformål.

Investering i ny teknologi og innovasjon erofte forbundet med stor risiko for investorene.Dersom aktører lykkes, er det også ønskelig atteknologien blir spredd i markedet så fort sommulig. Regjeringen mener det er viktig å bidramed risikoavlastning, da den samfunnsøkono-miske nytten ofte er større enn den privatøkono-miske i slike prosjekter.

Norge har omfattende virksomhet og stortkompetansemiljø innen flere industrier. Det kanvære særlig gode muligheter for å lykkes med tek-nologiutvikling innen disse områdene, for eksem-pel knyttet til reduserte prosessutslipp. Regjerin-gen ser for seg at en satsing på energiog klima-teknologi i industrien kan bidra til reduserte kli-magassutslipp når teknologien tas i bruk og spres,også i andre land.

Enova kan bidra til prosjekter både i eksis-terende og nye industrier, samt i petroleumssekto-ren.

Et velfungerende kraftsystem er viktig forpetroleumsindustrien i tilfeller der kraft fra landblir vurdert som hensiktsmessig. Krafttilgang erogså viktig for petroleumsinstallasjoner på land,og tilsvarende som for andre store kraftforbru-kere er det nødvendig med en god koordineringav nettutbyggingen og forbruket. Det vises forøvrig til Prop. 114 S (2014–2015) for nærmereomtale av de teknologiske og økonomiske konse-kvensene av kraft fra land for petroleumsvirksom-heten.

Regjeringen legger til grunn at Enova vil bidratil prosjekter både i eksisterende og nye indus-trier, samt i petroleumssektoren. Ved siden av inn-satsen innen energiog klimateknologi, vil detfortsatt bli å stimulert til energieffektivisering iindustrien.


17.3.3 Tilrettelegging for store datasentre

Datamengdene i verden vokser eksponensielt, ogmed dem vokser behovet for å lagre data på entrygg, kostnadseffektiv og miljøvennlig måte.Datasentrene kan være alt fra maskiner plassert iegne rom, til store kraftintensive industrifasiliteterpå flere hundre mål

Regjeringen ønsker etablering av store data-sentre i Norge. Tilgangen på fornybar kraft, godforsyningssikkerhet, konkurransedyktige kraft-priser, kjølig klima og etablert infrastruktur gjørNorge til et gunstig land for etablering av datasen-tre,

Regjeringen har lagt til rette for den nye indus-trivirksomheten ved å sette ned el-avgiften fraordinær til redusert sats. Dette tilsvarer avgiftensom bergverk, fjernvarme og annen industri beta-ler på kraften som går direkte inn i produksjonen.

17.4 Leverandørindustrien

Norge har en lang historie med utvikling av leve-randørindustri og kompetanse innen produksjonog overføring av kraft. Et stort hjemmemarked ogen prioritert oppbygging av nasjonale tilleggsnæ-ringer var viktige årsaker til at en fikk dette til.

Grunnlaget for ny aktivitet og verdiskaping ileverandørindustrien henger sammen med enlønnsom utvikling i energiog kraftmarkedene,både nasjonalt og internasjonalt. Regjeringens til-

tak for å styrke forsyningssikkerheten, øke forny-barproduksjon og bidra til mer klimavennlig ogeffektivt forbruk legger derfor et viktig grunnlagogså for denne delen av næringen.

Regjeringen ønsker å bedre samordningenmellom ulike virkemiddelaktører, og skape enmer sømløs informasjonsdeling med næringsaktø-rene.

Det er et stort internasjonalt marked med mar-kedsmuligheter for norsk eksport av utstyr, tje-nester og kompetanse. Vannkraftmarkedet på ver-densbasis har årlige investeringer på om lag 50mrd. kroner. Dette gir også store muligheter forleverandørindustrien. Andre deler av leverandø-rindustrien opplever nå vekst basert på internasjo-nal satsing på fornybar energi. Innenfor solindus-tri, kabelteknologi og vindkraft til havs har norskeaktører allerede markert seg som anerkjente tek-nologi- og tjenesteleverandører.

Investeringer i vannkraften og i kraftnettetinnenlands og til utlandet bidrar til muligheter fornorsk leverandørindustri. Omleggingen av energi-forsyningen i Europa, og endringer i energimarke-dene internasjonalt innebærer muligheter for ver-diskaping basert på norske energiressurser ogkompetanse.

Regjeringen ønsker en fortsatt norskbasert,kompetent næring som også i tiårene fremoverkan drifte og vedlikeholde de store investeringenesom er gjort i kraftsektoren i Norge. Evnen til åvinne frem i konkurransen med utenlandske aktø-rer, avhenger i stor grad av norsk næringslivs kon-kurransekraft.

Energi21 er en sentral møteplass for kraftpro-dusenter, leverandører, og FoU-aktører. Departe-mentet vil derfor vurdere om Energi21 kan ta enenda mer aktiv rolle for å samordne felles interes-ser for leverandørindustrien i Norge. Formålet erå bidra til å bevare og videreutvikle nødvendigkompetanse i norsk vannkraftsektor.

Regjeringen har styrket innsatsen rettet motenergirelatert industri og forskningsmiljø gjen-nom bevilgningene til Innovasjon Norge, Enova,Norges Forskningsråd og INTPOW. I tillegg ereksportfinansieringstilbudet gjennom GIEK ogEksportkreditt Norge videreført. Virkemiddelap-paratet er en viktig del av regjeringens politikk forå fremme vekst i sysselsetting og langsiktig verdi-skaping fra industrien i Norge.

Innovasjon Norge har som formål å realisereverdiskapende næringsutvikling i Norge. Innova-sjon Norge vektlegger internasjonalisering avnæringslivet som viktig for sin måloppnåelse.

Kunnskap om norsk næringsliv er grunnleg-gende for å trekke med de mest relevante aktø-

Figur 17.3 Ny miljøvennlig smelteverksteknologi i Tyssedal.

Med støtte fra Enova investerer TiZir i mer energieffektiv ogklimavennlig produksjonsteknologi ved smelteverket i Tysse-dal.Foto: TiZir


rene fra norsk side i arbeidet for næringsutviklingi utviklingsland. Regjeringen vil derfor legge tilrette for at Innovasjon Norge engasjeres aktivt idette arbeidet, med utgangspunkt i selskapets for-mål, jf omtale i Meld. St. 35 (2014–15) Sammenom jobben. I statsbudsjettet for 2016 økte regjerin-gen bevilgningene til Innovasjon Norge med 446,4mill. kroner. Satsingen på ny miljøteknologi utgjøren stor del av dette. Miljøteknologiordningen erøkt med 174,5 mill. kroner, til en samlet satsing påtil 504,5 mill. kroner. Miljøteknologiordningenbidrar til å redusere risikoen ved å teste ut ny tek-nologi, og skape grunnlag for at satsingen på mil-jøvennlige løsninger kan bli et konkurransefor-trinn for norsk industri og næringsliv. Samtidig erbevilgningene til etableringstilskudd for nye virk-somheter økt.

Enova bidrar til miljøvennlig omlegging avenergibruk og energiproduksjon og utvikling avenergi- og klimateknologi, se kap 16. Gjennommålrettede programmer tilbyr Enova investerings-støtte på en rekke forskjellige områder. Virksom-heten finansieres gjennom energifondet, som i2016 blir tilført om lag 2,3 mrd. kroner, herunder1,6 mrd. kroner i avkastning fra Fondet for klima,fornybar energi og energiomlegging og om lag 0,6mrd. kroner fra påslaget på nettariffen.

Norges Forskningsråd har i statsbudsjettet for2016 fått økt bevilgning til energiforskning med48,7 mill. kroner over Olje- og energidepartemen-tets budsjett. 40 mill. kroner går til Forsknings-rådets ordning med støtte til forskningssentre formiljøvennlig energi (FME) og henger sammenmed at nye sentre skal etableres og startes opp i2016. De enkelte sentrene er tematisk innrettet,og det er krav om næringslivsdeltakelse i hvertsenter. I forskningssentrene vil bedriftene ha ettett og forpliktende samarbeide med forskningsin-stitusjoner og forvaltningen. Den øvrige budsjet-tøkningen går til Forskningsrådets store energi-forskningsprogram ENERGIX. Næringsutviklingstår sentralt i programmet. Sentrale virkemidlerer støtte til kompetanseprosjekter for næringslivetog til innovasjonsprosjekter drevet av bedrifteneselv.

Garantiinstituttet for eksportkreditt (GIEK) eren statlig forvaltningsbedrift med formål åfremme norsk eksport og investeringer i utlandetgjennom å utstede garantier på vegne av den nor-ske stat. GIEK tilbyr ulike former for investerings-og eksportgarantier som kan ha betydning fornorsk næringslivs, inkludert energinæringen,engasjementer.

Eksportkreditt Norge skal fremme norskeksport gjennom en statlig låneordning for finan-

siering av norsk eksport av kapitalvarer og tjenes-ter, dvs. eksportkredittordningen.

INTPOW ble etablert i 2009 av myndighetene(OED, NFD og UD) sammen med energinærin-gen. Formålet er å styrke grunnlaget for verdiska-ping og sysselsetting i energinæringen for å gjøreden mer slagkraftig internasjonalt. INTPOW kon-sentrerer innsatsen innenfor vannkraft, offshorevind og kraftmarkedsløsninger, i tillegg til å følgeutviklingen innenfor solenergi.

INTPOW er et målrettet virkemiddel for inter-nasjonalisering av den norskbaserte fornybarnæ-ringen. Foreningen har medlemmer fra alle delerav fornybarnæringen og samarbeider tett medmyndighetene. I statsbudsjettet for 2016 er denstatlige driftsstøtten over Olje- og energideparte-mentets budsjett økt til 6 mill. kroner.

17.5 Internasjonalisering av fornybar-næringen

Norske leverandører og kraftselskaper har gjen-nom tiår vært aktive internasjonalt innen fornybarenergi, særlig vannkraft. I de senere år har detvært økende aktivitet også innenfor solkraft ogvindkraft til havs.

Norske selskapers internasjonale engasjementer knyttet til at etterspørselen etter fornybarenergi er økende globalt, og at Norge har godkompetanse innenfor noen områder hvor vi harkomparative fortrinn. Det er derfor en rekke mar-keder som er aktuelle for norske selskaper, ogsåen del nye og mer krevende. Selv om en god delav vare- og tjenesteeksporten fortsatt går tilEuropa, har det vært vekst det siste tiåret ieksporten til Afrika, Asia og Sør-Amerika.

En del av de norske investeringene og utstyrs-og tjenesteleveransene har vært knyttet til ulikenorske og internasjonale ordninger innenforutviklingssamarbeid. Samtidig er det også sterketterspørselsvekst innenfor fornybar energi i enrekke fremvoksende økonomier samt utvikledeland. Mange markeder er krevende å arbeide i avhensyn til bedriftenes samfunnsansvar. Særlig formindre selskaper kan det være krevende å ope-rere i land med andre styresett og utviklingsgradenn Norge.

Internasjonal aktivitet fra norske fornybarsel-skaper fremmer investeringer i klimavennligenergi. Andelen eksport er størst i de sektorenemed et lite hjemmemarked: solenergi og havba-sert vindkraft. De to største sektorene, vannkraftog kraftnett, har en eksportandel på henholdsvis15 prosent og 25 prosent av sektorenes omset-


ning. Innen landbasert vindkraft eksporteresrundt 60 prosent, mens eksportandelen innen bio-energisektoren er på om lag 5 prosent.

Næringen er avhengig av at det finnes et mar-ked som etterspør varer og tjenester for å kunnedrive lønnsom virksomhet. Mange av de interna-sjonale markedene er drevet av statlige støtteord-ninger til særlig vind og sol. Konkurransen forinternasjonale aktører kan være krevende fordivertslandet ønsker å bygge opp sin egen industriomkring fornybarutviklingen.

Myndighetene bidrar på ulike måter med etvirkemiddelapparat for internasjonalisering avnorsk energinæring. Virkemiddelapparatet inklu-derer blant annet Olje- og energidepartementet,utenriksstasjonene, Innovasjon Norge, Garanti-instituttet for eksportkreditt (GIEK), Eksportkre-ditt Norge og INTPOW (Norwegian RenewableEnergy Partners). Disse aktørene bidrar tilsammen med helhetlig profilering, informasjon,veiledning og økonomiske virkemidler.

Team Norway er et samarbeid mellom ulikeoffentlige og private aktører som jobber for åfremme norsk næringsliv i utlandet. Formåletmed Team Norway-samarbeidet er å bidra til øktverdiskaping i norsk økonomi gjennom informa-sjonsutveksling, samordning og koordinert inn-sats og initiativer blant de ulike aktørene. Arbei-det ledes av Nærings- og fiskeridepartementet, itett samarbeid med Olje- og energidepartementetog Utenriksdepartementet. I utlandet ledes arbei-det av utenriksstasjonene. INTPOW og INTSOKer aktive deltakere i dette samarbeidet, sammenmed øvrige virkemiddelaktører og næringslivsor-ganisasjoner.

17.6 Forskning, utvikling og innovasjon av ny energiteknologi

Norge har i dag et offentlig virkemiddelapparatsom støtter opp under satsingen på nye energitek-nologier fra en ny idé blir unnfanget og forsket på,til teknologien tas i bruk. Regjeringen er opptattav at den offentlige støtten skal være så effektivog utløsende som mulig, og har styrket virkemid-lene i Norges forskningsråd, Enova og InnovasjonNorge for å legge til rette for dette.

Satsingen på miljøvennlige energiteknologierstår sentralt i regjeringens langtidsplan forforskning og høyere utdanning 2015–2024 (Meld.St. 7 (2014–2015)), der klima, miljø og miljøvenn-lig energier en av seks langsiktige prioriteringer.

Dagens norske virkemiddelapparat innenforforskning og utvikling av energiteknologier funge-

rer godt. De mest sentrale virkemiddelaktøreneer Norges forskningsråd, Enova og InnovasjonNorge. Disse samarbeider i dag om kommunika-sjon, samordning og synliggjøring av virkemid-lene for næringsliv og forskningsmiljøer. Samar-beidet er viktig for å sikre effektiv utnyttelse avoffentlige midler, at midlene bidrar til forvaltnin-gens kunnskapsbehov og tydeliggjøring av hvor-dan de ulike virkemidlene spiller sammen.

De tre virkemiddelaktørene har virkemidlersom dekker hele innovasjonskjeden. ENERGIX-programmet i Forskningsrådet gir støtte til grunn-leggende forskerprosjekter, kompetanseprosjek-ter i forskningsinstitusjonene og innovasjonspro-sjekter i næringslivet. Programmet er tematiskbredt innrettet og dekker de fleste teknologierinnenfor det stasjonære energisystemet, så velsom miljøvennlig energi i transport. FME-ordnin-gen (Forskningssentre for miljøvennlig energi) iForskningsrådet gir støtte til langsiktig, forplik-tende forskningssamarbeid mellom aktører på pri-oriterte temaområder. Enova gir støtte til demon-strasjon og introduksjon av ny energiog klima-teknologi. Innovasjon Norge gir støtte til demon-strasjons- og pilotanlegg og til økt innovasjon ogutvikling i næringslivet.

Et mest mulig sømløst virkemiddelapparat dervirkemidlene utfyller hverandre legger til rette forFoU-aktivitet. Regjeringen vil se på tiltak som gjørdet lettere å henvende seg til det offentlige virke-middelapparatet. Dette kan være i form av en fel-les postkasse som kanaliserer henvendelsen tilriktig virkemiddelaktør. Et slikt tiltak må ogsåkunne gi utfyllende informasjon om det offentligevirkemiddelapparatet og alternative støtteordnin-ger, inkludert mulighetene som ligger i å få pro-sjektstøtte gjennom internasjonale støtteordnin-ger, eksempelvis Horisont 2020.

Regjeringens hovedmål for satsingen påforskning og utvikling innenfor energisektoren erøkt verdiskaping og sikker, kostnadseffektiv ogbærekraftig utnyttelse av de norske energiressur-sene. Regjeringen vil gjennom forskningssatsin-gen bidra til å:– sikre langsiktig kunnskaps- og teknologiutvik-

ling– fremme konkurransedyktighet og økt

næringsutvikling i Norge– fremme lavutslippsamfunnet, gjennom utvik-

ling av rene energiteknologier– redusere negative miljø- og klimaeffekter i

energisektoren

Energisektoren er i rask endring. Kunnskap er etviktig konkurransefortrinn for næringslivet i


denne utviklingen. Norge må ha utdannings- ogforskningsmiljøer, som kontinuerlig genererergode ideer og fungerer som kilde til innovasjon ognyskaping. Et høyt kunnskapsnivå øker ogsåindustriens evne til å ta i bruk ny teknologi og nyeløsninger. Det er derfor viktig med et godt utdan-ningssystem, som evner å videreutvikle seg i taktmed endringer i energibransjen nasjonalt- oginternasjonalt.

De åtte første forskningssentrene for miljø-vennlig energi (FME), som ble etablert i 2009,avsluttes i løpet av 2016 og første halvår 2017.FME-ene samler de beste forskningsmiljøene ognæringslivet til en felles innsats om sentrale utfor-dringer på energiområdet. Norges forskningsrådhar utlyst midler til etablering av nye FME-er,med sikte på endelig valg av sentre i mai 2016 ogoppstart annet halvår 2016. Også de nye sentrenevil ha åtte års varighet, med evaluering etter femår. Et av målene med ordningen er å videreutviklenorsk kompetanse på områder med stort poten-sial for verdiskaping og innovasjon. FME-ene harsiden opprettelsen etter klimaforliket vist seg åvære et svært vellykket virkemiddel på energiom-rådet. Sentrene har utløst stor forsknings- og inno-vasjonsaktivitet og bidratt til et tettere samarbeidmellom næringsliv, forskningsmiljøer og forvalt-ning.

Gjennombruddene på teknologiområdet vilkomme som resultat av en samlet internasjonalinnsats. Regjeringen vil at de norske forsknings-miljøene og industrien skal være med i denneutviklingen.

Regjeringen har i strategien for forsknings- oginnovasjonssamarbeid med EU (2014) en ambi-sjon om å øke den norske returandelen fra 1,67prosent i EUs 7. rammeprogram for forskning til2,0 prosent i Horisont 2020, totalt sett. Dette er enstor utfordring og vil kreve en økning i den norskedeltakelsen på mer enn 60 prosent sammenlignetmed 7. rammeprogram. Horisont 2020 er videremer demonstrasjons- og innovasjonsrettet enn 7.rammeprogram. Det er et mål å få mobilisert detnorske næringslivet til økt deltakelse i energide-len av programmet. Energiprogrammet («Sikker,ren og effektiv energi») har et totalbudsjett på omlag 5,9 mrd. Euro. Dette er en stor satsing som deter viktig for norske energiaktører å ta del i.

I forbindelse med klimaforhandlingene i Parisi desember 2015 (COP 21), sluttet Norge seg tilinitiativet «Mission Innovation», et initiativ fra USDepartment of Energy som 20 land og en ressurs-sterk gruppe med nærmere 30 internasjonaleinvestorer har stilt seg bak. Regjeringen har sagt

at Norge over en femårs periode minimum skalsøke å doble offentlige utgifter til forskning, utvik-ling og innovasjon av miljøvennlig energi. Detteinkluderer støtte til forskning, utvikling, uttestingog implementering av fornybar energi, ener-gioverføring, energieffektivisering, og som CO2-håndtering.

17.6.1 Forskningssystemet fremover

Regjeringen mener at fortsatt verdiskaping påenergiområdet best kan oppnås ved at vi retterinnsatsen mot områder der Norge har nasjonalefortrinn. Nasjonale støtteordninger må i størstmulig grad være utløsende for private investerin-ger. Samtidig må ordningene dekke hele innova-sjonskjeden, både innenfor det stasjonære ener-gisystemet og miljøvennlig energi i transport. Detnorske forsknings- og innovasjonssystemet påenergiområdet fungerer bra i dag. Det vil imidler-tid alltid være nye utviklinger og trender på ener-giområdet som vil kreve økt oppmerksomhet.

Den offentlige forskningsinnsatsen på energi-området må ta hensyn til hvilke energiteknologierog satsingsområder energibransjen selv priorite-rer, i tillegg til forvaltningens kunnskapsbehov.Blant annet er forskning på konsekvensene avenergiutbygging på naturmangfoldet et viktigområde for forvaltningen.

Strategiorganet Energi21 gir råd og anbefalin-ger til myndighetene om innretningen avforsknings- og innovasjonsinnsatsen. Energi21anbefaler prioriteringer innenfor energiforsknin-gen og bidrar til å kunne se de nasjonale virkemid-lene på energiområdet mer i sammenheng.Rådene fra Energi21 er rettet mot både myndighe-tene, Forskningsrådet, Enova og andre aktører ienergibransjen.

Styrken til Energi21 er at energibransjen errepresentert i styret og i arbeidet med Energi21-strategien. Strategien er derfor bredt forankrethos energiselskapene, leverandørbedriftene,forskningsmiljøene og myndighetene. Særlig vik-tig er det å få næringslivet med på laget, slik atnye teknologier blir tatt i bruk i markedet. I styreter også de mest sentrale virkemiddelaktørene påenergiområdet representert (Forskningsrådet,Enova og Gassnova). Dette gir et godt utgangs-punkt for å se hele virkemiddelapparatet i sam-menheng. Energi21 har i dag fokus på teknologierrettet mot det stasjonære energisystemet. Frem-over vil det være aktuelt og også inkludere miljø-vennlig energi i transport i strategien.


17.6.2 Prioriteringer og tiltak fremover

Regjeringen vil trekke frem noen prioriterte tiltaksom retter seg mot utfordringer som har værtvektlagt både av Energi21 og av virkemiddelaktø-rene selv.

Videreutvikle næringsrettede virkemidler på energiområdet i grenseflaten mellom teknologiutvikling og marked

Regjeringen vil se på muligheten for å videreutvi-kle Norges forskningsråds næringsrettede virke-midler på energiområdet for å få til bedre og mersømløs overgang til de andre sentrale virkemid-delaktørene på energiområdet, Enova og Innova-sjon Norge, se figur 17.4. Målet er at bedrifter istørre grad skal klare å gjennomføre hele teknolo-giutviklingsløpet fra forskning og innovasjon tilkommersialisering av løsninger og teknologi. Pro-sessen er sterkt avhengig av privat kapital ogengasjement fra næringslivet for å lykkes. Detteer avgjørende for gjennomførbarheten til prosjek-tene, samt et viktig kriterium for offentlig støtte.Et konkret tiltak kan derfor være å tilpasse ENER-GIX-programmet i Forskningsrådet slik at pro-grammet kan støtte prosjekter lenger opp i inno-vasjonskjeden enn tilfellet er i dag.

Samtidig er det viktig å styrke utviklingen avgrensesprengende teknologier som vil være endel av morgendagens løsninger og gjennom-brudd. Det offentlige må bidra for å begrense risi-koen til bedrifter som ønsker å utvikle helt nyekonsepter for miljøvennlig energi. Nye løsningerkan dukke opp både fra grunnleggende forskningog fra anvendt forskning der løsninger fra forskjel-

lige sektorer settes sammen på ny måte. Dette iva-retas i ENERGIX-programmet gjennom dedikerteutlysninger til nye energikonsepter.

Forsterke forsknings- og innovasjonssamarbeidet på EU-arenaen – legge til rette for økt norsk deltakelse i energiprosjekter i EU

EUs forskningsprogrammer er viktige for norskeaktører både finansielt og strategisk. EUsforsknings- og innovasjonsarena skaper mulighe-ter for norske energiaktører for tilgang til deninternasjonale kunnskapsfronten og nye marke-der. Forsknings- og innovasjonssamarbeidet i EUer omfattende, og det kan være krevende både åforstå mulighetene som ligger der og finne ressur-ser for deltakelse. Det er derfor viktig med nasjo-nale støtteordninger som bygger opp under nor-ske forskningsmiljøers og næringslivsaktørersdeltakelse i EU-prosjekter.

Gjennom Norges forskningsråd er det lagt tilrette for at deltakelse i EU-prosjekter i større gradblir dekket. STIM-EU er et virkemiddel som skalstimulere til økt deltakelse fra forskningsinstitut-ter i Horisont 2020. Den premierer forskningsin-stitutter som lykkes (innstilles for finansiering) isøknadsrundene i Horisont 2020. Institutter somhar et koordinatoransvar i et EU-prosjekt, ellersom deltar sammen med norske bedrifter, beløn-nes særskilt. PES2020-ordningen skal bidra til åmobilisere norske aktører og øke kvaliteten pånorske søknader gjennom å avlaste kostnader for-bundet med utforming av prosjektforslag til Hori-sont 2020. Gjennom ENERGIX-programmet er deten egen ordning (Medvirkningsordningen) somgir støtte til deltakelse i strategiske prosesser på

Figur 17.4 Oversikt over virkemidler for kunnskaps- og teknologiutvikling på energiområdet.

Det gule området viser hvor de tre aktørene møtes. En sømløs overgang mellom disse bidrar til at ny kunnskap og ny teknologi nårmarkedet og tas i bruk.

CO 2-håndtering

Energi

Teknologisk modenhet

Norges forskningsråd Tilgrensende organisasjoner

ENERGIX/FME

CLIMIT/FME

ENOVA

GASSNOVA

INNOVASJON NORGE


energiforskningsområdet i EU. Støtteordningenskal være et insentiv for å få norske energiaktørertil å delta i viktig prosessarbeid (for eksempelinnenfor EU Strategic Energy Technology Plan)og for å gjøre et arbeid med å fremme norske prio-riteringer og norsk forskningsagenda på energi-området.

Regjeringen vil vurdere om det også kan væreaktuelt for Enova å gå inn med støtte til norskenæringslivsaktører som vil delta i energiog kli-mateknologiprosjekter i EU.

Budsjettet for hele Horisont 2020 er på nær-mere 80 milliarder euro over 7 år (2014–2020), ogNorge forventes å bidra med 2,5–3 prosent avdisse utgiftene. Regjeringen har et mål om at merenn 2 prosent hentes tilbake til norske partnere.Skal Norge lykkes med dette, må norske partnerei gjennomsnittsnitt mer enn doble sinforskningsinnsats mot det europeiske samarbei-det sammenlignet med EUs 7. rammeprogram forforskning. Dette krever tiltak fra norsk side.

17.7 Fornybar AS

Stortinget vedtok 3. desember 2015, i forbindelsemed statsbudsjettet for 2016, anmodningsvedtaknr. 69 (2015–2016), jf. Innst. 2 S (2015–2016):«Stortinget ber regjeringen forberede opprettelse avFornybar AS («Greenfund»). Fondet skal sammenmed private kunne investere i selskaper somutvikler og benytter grønn teknologi, herunder foreksempel fornybar energi, hydrogen, energilagring,transportløsninger med lave klimatrykk, reduksjon,fjerning, transport og lagring av CO2, energieffek-tive industriprosesser, og innrettet slik at selskapetforventes å gi markedsmessig avkastning over tid.Stortinget ber regjeringen utrede hvordan et sliktselskap kan operasjonaliseres når det gjelder inves-teringsmandat, organisering, budsjettering og omdet vil virke utløsende på denne typen investeringeri lys av eksisterende virkemidler, samt om slikeinvesteringer bør begrenses til Norge eller ha globaltmandat, og komme tilbake i revidert nasjonalbud-sjett 2016. Det tas sikte på at fondet over tid får enforvaltningskapital på 20 mrd. kroner.» Regjerin-gen vil komme tilbake til anmodningsvedtaket iforbindelse med forslag til revidert nasjonalbud-sjett for 2016.

17.8 Regjeringens strategi for CO2-håndtering

Klimaendringene og et økende energibehov i ver-den er bakgrunnen for regjeringen ambisjoner forarbeidet med fangst og lagring av CO2. Behovetfor CO2-håndtering er godt dokumentert gjennomrapporter fra FNs klimapanel og Det internasjo-nale energibyrået (IEA). Regjeringens strategi forCO2-håndtering ble lagt frem i Prop. 1 S (2014–2015). Arbeidet med CO2-håndtering skal bidra tilå utvikle og demonstrere teknologi for fangst,transport og lagring av CO2 med et spredningspo-tensial. For at disse målene skal nås, er det nød-vendig med teknologiutvikling og kostnadsreduk-sjoner.

Det har blitt brukt betydelige ressurser på åutvikle teknologi og løsninger for CO2-håndteringi Norge siden det første klimateknologiprogram-met KLIMATEK ble opprettet i Norgesforskningsråd i 1997. KLIMATEK skulle bidra tiløkt bruk av teknologi som reduserer utslippet avklimagasser. I 2005 ble et eget forsknings- ogdemonstrasjonsprogram for CO2-håndteringstek-nologier, CLIMIT, etablert. CLIMIT sprang ut avden politiske debatten tidlig på 2000-tallet omfangst av CO2 fra norske gasskraftverk. GassnovaSF ble etablert for å bygge opp et fagmiljø somstaten kunne støtte seg på i vurderingen av gass-kraft og CO2-håndtering. OED ønsket å få utvikletteknologi for CO2-fangst og delte oppgaven mel-lom Gassnova og Forskningsrådet. Forsknings-rådet fikk ansvaret for forskning og utviklingmens Gassnova fikk ansvaret for pilotanlegg ogdemonstrasjon i et felles program – CLIMIT.Denne konstruksjonen sikret at hele utviklings-kjeden fra grunnleggende forskning til demon-strasjon kunne ses i sammenheng. Ikke lengeetter starten ble det klart at mandatet måtte utvi-des til mer enn norske gasskraftverk, siden destore utslippene globalt kommer fra kullkraftverkog industri. I 2008 ble CO2-fangst fra kullkraftverktatt med i mandatet, og fra 2011 kan CLIMIT ogsåstøtte utvikling av CO2-fangst fra industriutslipp. I dag regnes CLIMIT dermed som et nasjonaltprogram for forskning, utvikling og demonstra-sjon av teknologier for fangst, transport og lagringav CO2 fra fossilt basert kraftproduksjon og indus-tri.

Regjeringens tiltak i strategien for CO2-hånd-tering omfatter et bredt spekter av aktiviteter. Detinkluderer forskning, utvikling og demonstra-sjon, arbeidet med å realisere fullskala demonstra-sjonsanlegg, transport, lagring og alternativ brukav CO2 og internasjonalt arbeid for å fremme CO2-


handtering. Tiltakene bygger på og videreutviklerkompetansen og erfaringene fra nærmere 20 årsinnsats.

Regjeringen har en ambisjon om å realisereminst et fullskala demonstrasjonsanlegg for CO2-fangst og -lagring innen 2020. I 2015 ble det gjen-nomført en kartlegging av mulighetene for full-skala CO2-håndtering i Norge. Studien viser atNorcem, Yara og Energigjenvinningsetaten i Oslokan være interessert i å gjennomføre videre stu-dier. Regjeringen besluttet på bakgrunn av resul-tatene av studien å igangsette arbeidet med merdetaljerte studier av muligheter for fullskalademonstrasjonsanlegg for CO2-håndtering iNorge. Arbeidet innebærer å studere løsningerfor fangst-, transport- og lagring av CO2. Studieneskal bidra til å få et mer detaljert bilde av kostna-der, risiko og nytte av de CO2-håndteringsprosjek-tene idéstudien har identifisert.

Teknologisenteret på Mongstad (TCM) er enarena for langsiktig og målrettet utvikling, testingog kvalifisering av teknologi for CO2-fangst, oginngår som en sentral del av regjeringens strategi.Hovedmålet med TCM er å bidra til teknologiut-vikling for økt utbredelse av CO2-fangst globalt.Det er også et mål å bidra til internasjonal spred-ning av disse erfaringene slik at kostnader ogrisiko for fullskala CO2-fangst kan reduseres.Anlegget har vært i kontinuerlig drift siden åpnin-gen i 2012. Teknologisenteret har bidratt til å kva-lifisere fangstteknologier for bruk i full skala ogfremskaffet svært mye kunnskap som bidrar til åredusere risiko og kostnader ved bygging og driftav CO2-fangstanlegg, blant annet om hvordanfangstanlegg skal driftes.

Regjeringen mener også at en må inkluderebruk av biomasse i utviklingsarbeidet forfangstanlegg (såkalt BECCS – bio energy withcarbon capture and storage), i et lengre tidsper-spektiv. Ifølge IPCC vil det være nødvendig mednegative utslipp i andre halvdel av dette århundretfor å oppnå togradersmålet.

Regjeringen vil også satse videre på forskningog utvikling. I strategien inngår en fortsatt satsingpå CLIMIT, forskningssentre for miljøvennligenergi (FME) og internasjonale forskningsaktivi-teter. En evaluering av demonstrasjonsdelen avCLIMIT, gjennomført av Tecnhopolis i 2014, slårfast at programmet utløser forskning og teknologi-utvikling som ellers ikke ville blitt gjort, og bidrartil å redusere kostnader og risiko knyttet til CO2-håndtering.

17.9 Hydrogenstrategi

På veien til et lavutslippssamfunn må klimavennligenergi i økende grad erstatte fossile energikilder.

Hydrogen kan komme til å spille en rolle somutslippsfri energibærer i fremtidens energisys-tem, både i transport og i stasjonær energiforsy-ning.

Regjeringen vil satse på forskning og utviklingav teknologier innenfor produksjon, lagring ogbruk av hydrogen. Flere industriaktører, ogforsknings- og teknologimiljøer i Norge liggerlangt fremme på viktige områder som vannelek-trolyse, lagringsteknologi, reformeringsproses-ser og sikkerhetsanalyser. Det er viktig å opprett-holde og videreutvikle den kompetansebasen somer blitt bygget opp i Norge.

Det er i mange land stor aktivitet på forskningog utvikling av nye teknologiske løsninger basertpå hydrogen. Regjeringen vil at kompetansemiljø-ene i Norge skal følge den internasjonale satsin-gen tett. Regjeringen vil legge til rette for norskdeltakelse i internasjonalt forsknings- og innova-sjonssamarbeid og i internasjonale prosjekterknyttet til hydrogen.

Reduserte utslipp fra transportsektoren er etav regjeringens prioriterte satsingsområder innenklimapolitikken. Både mer effektive transportfor-mer og utslippsfrie energibærere er viktige for åredusere utslipp. Batterielektriske kjøretøy harhatt et stort gjennombrudd i de senere år, menshydrogen er mer umodent både markedsmessigog teknologisk.

Det er viktig at Norge også får erfaringer medbruk av hydrogen som et ledd i en langsiktig stra-tegi. Det er allerede bygget en viss infrastrukturfor hydrogen i Norge. Sammenlignet med mangeandre land, vurderes Norge som en foregangsna-sjon med bakgrunn i den innsatsen som har værtgjort i en tidlig fase. I dag jobber minst åtte av ver-dens ledende bilprodusenter med hydrogen ogbrenselceller i sine kjøretøy og har konkrete pla-ner om markedsintroduksjon. Flere av disse harbrukt Norge som demonstrasjonsarena for sinehydrogenbiler. Det pågår også uttesting av hydro-genbusser i kollektivtransporten i Oslo. På sikt vildet komme flere hydrogenkjøretøyer på veien.Dette stiller krav til hydrogeninfrastruktur, menogså til kompetanse, teknologi- og produktutvik-ling på området. I dette ligger det et viktignæringsutviklingspotensiale i form av leveranserav produkter og tjenester som må utnyttes.

I takt med at en teknologi modnes, øker beho-vet for å investere i demonstrasjon og etter hvertmarkedsintroduksjon. Dette er for mange aktører


en kritisk fase hvor investerings- og kapitalbeho-vet ofte er stort og hvor det er behov for risikoav-lastning. Enova kan bidra med støtte i denne fasenog har i dag flere programmer rettet mot demon-strasjon av ny teknologi som er aktuelle for hydro-gen, både i industri og transport.

Hydrogenkjøretøy kan ha et potensial i fremti-den blant annet der det er lange avstander ellertunge laster som gjør batterier mindre egnet.Utviklingen framover er usikker, og i stor gradavhengig av internasjonale trender. Sannsynligvisvil det ikke bli én dominerende teknologi for nul-lutslippskjøretøy fram mot 2050, men en rekkeulike teknologier og energibærere som vil inngå ifremtidens transportsystemer.

I forbindelse med Enovas neste avtaleperiodevil regjeringen legge til rette for at Enova har etstøttetilbud for hydrogenfyllestasjoner. Enova skalfølge utviklingen i markedet for hydrogenkjøretøytett, og bidra til å redusere barrierer for et velfun-gerende marked for hydrogen som drivstoff.

17.10 Bruk av naturgass

Regjeringen vil legge til rette for bruk av natur-gass. Kjøp og salg av naturgass skal skje gjennomkommersielle forhandlinger.

Fram til for ti år siden var tilgjengeligheten avnaturgass begrenset til områdene ved ilandfø-ringsstedene Kårstø, Kollsnes, Nyhamna, Tjeld-bergodden og senere Melkøya. For større indus-trivirksomheter som bruker gass ligger det någodt til rette for etablering på disse stedene.

De siste årene har det vokst fram et unikt små-skala LNG-distribusjonssystem i Norge. Natur-gass er i dag en viktig del av Norges energiforsy-ning og kan være tilgjengelig over hele landet.

Overgangen fra tungolje til naturgass i industriog skipsfart er en viktig årsak til at Norge har kun-net nå våre internasjonale forpliktelser underGøteborgprotokollen knyttet til utslipp av nitro-genoksid, svoveldioksid og partikler.

I tillegg til at konvertering til naturgass kanbidra til reduserte CO2-utslipp, er forbedringeneav den lokale luftkvaliteten den viktigste miljøge-vinsten.

NOx-fondet har siden 2008 vært en viktig dri-ver for økt bruk av naturgass i både industri ogsom drivstoff i skip. I perioden 2004–2011 admi-nistrerte Enova en investeringsstøtteordning forbygging av LNG-terminaler som bidro til å øke til-gjengeligheten av LNG i Norge.

Norge har et sterkt kompetansemiljø og virk-somhet i hele næringskjeden i maritim sektor.Bruken av gass som drivstoff i maritim sektor kanvokse betydelig framover. LNG kan i mange tilfel-ler også samspille godt med batterier i hybridløs-ninger. Det vil fortsatt kunne være noe grunnlagfor en overgang fra olje til naturgass i industrienog hos fjernvarmeprodusenter. Bruk av LNG ibåde industri og maritim sektor kan på sikt erstat-tes av miljøvennlig biogass, dersom det blir til-strekkelig tilgang på dette.

NOx-fondet er basert på en avtale mellomnæringsorganisasjoner og Klima- og miljødeparte-mentet. Virksomheter tilsluttet fondet får fritak forNOx-avgiften, men må gi bidrag til fondet. Virk-

Boks 17.3 Hydrogenprogrammer

I energiforskningsprogrammet ENERGIX(2013–2022) er hydrogen og brenselceller etsentralt tematisk område. Det er rettet mot inn-fasing av hydrogen i transportsektoren, i stasjo-nær energiforsyning og eksport. Programmetser på hele verdikjeden med produksjon avhydrogen, lagring og konvertering. Det gisstøtte til rene forskerprosjekter, til kompetanse-prosjekter som forskningsinstitusjoner gjen-nomfører i samarbeid med næringslivet, og tilinnovasjonsprosjekter i næringslivet. Forsk-ningsrådet har også et materialforskningspro-gram, NANO2021 (2012–2021), som kan gistøtte til grunnleggende kunnskapsutvikling oginnovative teknologiske løsninger som grenser

inn mot temaområdene hydrogen og brensels-celler.

EU har en stor hydrogensatsing FCH2-JU(Fuel Cells and Hydrogen Joint Undertaking,fase 2), som er et partnerskap mellom EU-kom-misjonen, industri og forskningsinstitusjoner iEuropa. Satsingen har et totalbudsjett på 1.33milliarder euro i perioden 2014–2020 og støtterforskning, teknologisk utvikling og demonstra-sjonsaktiviteter i Europa innenfor hydrogen- ogbrenselcelleteknologier med mål om å aksele-rere markedsintroduksjonen av disse teknologi-ene. Det må legges til rette for økt norsk delta-kelse i EUs hydrogensatsing.


somhetene kan samtidig søke om midler fra fon-det til å gjennomføre NOx-reduserende tiltak.Avtalen utløper i 2017, og myndighetene vil for-handle med næringsorganisasjonene om en nyavtale.

I den grad det vil bidra til reduserte klimagass-utslipp og energieffektivisering kan økt anven-delse av naturgass være et aktuelt tiltak for Enova,særlig innen maritim sektor. Det kan også væreaktuelt å støtte tiltak der gass blir tatt i bruk i kom-binasjon med andre tiltak som bidrar til energi-effektivisering og reduserte klimagassutslipp.Etter gjennomføringen av EUs andre gassmar-kedsdirektiv har Norge hatt status som et markedunder oppbygging. Tredje gassmarkedsdirektiver vedtatt i EU, men ikke innlemmet i EØS-avtalenennå.

Departementet har hatt et forslag til endringeri naturgassloven på høring som en oppfølging av

tredje gassmarkedsdirektiv 2015. De to gassdistri-busjonsnettene i Rogaland er omfattet av gassmar-kedsdirektivets definisjoner. Departementet leg-ger til grunn at markedet for småskala distribu-sjon av LNG ikke er omfattet.

I høringen av endringer i naturgasslovenmente flere at det er manglende konkurranse imarkedet for LNG. Regjeringen viser til at det ergitt investeringsstøtte til mange av de regionaleanleggene. Bakgrunnen for å støtte utviklingen avsmåskala LNG var at gass skulle bli tilgjengeligfor flere. Det var en forutsetning i støtteordningenat anleggene skulle være teknisk tilrettelagt fortredjepartsadgang.

Departementet vil vurdere tiltak, herunderlovregulering, rettet mot LNG-anlegg av en vissstørrelse for å sikre tredjepartsadgang til LNG-tanker med ledig kapasitet.


18 Økonomiske og administrative konsekvenser

De økonomiske og administrative konsekven-sene av tiltak omtalt i denne meldingen vil håndte-res innenfor gjeldende budsjettrammer. Eventu-elle videre energipolitiske tiltak vil følges opp ogfremmes for Stortinget i de ordinære budsjettpro-sessene.

18.1 Forsyningssikkerhet

Energiforsyningen i Norge skal ha evne til ådekke forbrukernes etterspørsel etter energi utenvesentlige avbrudd eller begrensninger. I Norgehandler sikker energiforsyning først og fremst omkraftforsyningens evne til enhver tid å leverestrøm til forbrukerne. For forsyningssikkerhetenpå kort og lang sikt er det avgjørende at markedetfår virke, og at prisene får anledning til å varieremed tilbud og etterspørsel. Driften av kraftsys-temet og krafthandelen er i hovedsak basert påmarkedsmessige løsninger, og regjeringenønsker å opprettholde og styrke markedets vik-tige rolle på sikt. Dette gir grunnlaget for sam-funnsøkonomiske gode beslutninger.

Et velfungerende overføringsnett er avgjø-rende for forsyningssikkerheten i Norge. Utbyg-ginger i nettet skal være samfunnsmessige rasjo-nelle. Det pågår, og er planlagt, betydelige investe-ringer i det norske kraftnettet. Nettselskapene fårsine inntekter ved at kundene betaler tariffer. Deter således nettkundene som finansierer investe-ringer i nettet. Inntekten fra nettleien og utgiftertil investeringer i strømnettet budsjetteres ikkeover statsbudsjettet.

18.2 Fornybar energi

Norsk kraftforsyning er i all hovedsak basert påfornybar energi. Det er viktig at våre naturressur-ser utnyttes og forvaltes på en måte som er tilbeste for samfunnet. Det er et omfattende lovverksom krever offentlige tillatelser (konsesjoner) iutbygging og drift av energiressursene. Det leg-ges opp til å fortsette arbeidet med å effektiviserekonsesjonsbehandlingen. Flere tiltak som er

beskrevet i meldingen kan bidra til å forenkle ogforbedre konsesjonsprosessen.

Det legges ikke opp til å innføre nye periodermed elsertifikatsystemer etter at fristen for deteksisterende regimet løper ut i 2021. På dennemåten vil det langsiktige grunnlaget for lønnsomutnyttelse av de fornybare energiressursenebedres, og det legger grunnlag for lønnsom tek-nologiutvikling og nye investeringer i økt produk-sjon av fornybar energi. Elsertifikatordningen erfinansiert av strømkundene gjennom strømreg-ningen, og budsjetteres ikke over statsbudsjettet.

18.3 Næringsutvikling og verdiskaping

Det legges opp til at industrielle eiere av vann-kraft, innenfor dagens konsolideringsmodell, kanivareta sitt behov for forutsigbar krafttilgang ogsåi fremtiden. Forslag om endring av industrikonse-sjonsloven følger ordinær prosess.

Satsingen i Enova bidrar til å utvikle og for-bedre energiteknologier for kraftintensive indus-tri i Norge.

18.4 Effektiv og klimavennlig bruk av energi

Enova er et hovedvirkemiddel for å utvikle effek-tive og klimavennlige energiløsninger. De statligeoverføringene til Enova bestemmes i de årligebudsjettprosessene.

Det fastsettes et nasjonalt mål for energieffek-tivisering. Tiltak vil kunne identifiseres på allesamfunnsområder.

Olje- og energidepartementet

t i l r å r :

Tilråding fra Olje- og energidepartementet15. april 2016 om Kraft til endring – Energipolitik-ken mot 2030 blir sendt Stortinget.

Kraft til endring Energipolitikken mot 2030

Bestilling av publikasjoner

Offentlige institusjoner:Departementenes sikkerhets- og serviceorganisasjonInternett: www.publikasjoner.dep.noE-post: [email protected]: 22 24 00 00

Privat sektor:Internett: www.fagbokforlaget.no/offpubE-post: [email protected]: 55 38 66 00

Publikasjonene er også tilgjengelige påwww.regjeringen.no

Omslagsillustrasjon: Hege Mykkeltveit, Selters design Infografikk: Hege Mykkeltveit, Selters design

Trykk: 07 Aurskog AS – 04/2016

MILJØMERKET241 Trykksak 3

79

Meld. St. 25(2015–2016)


Kraft til endring

Meld

. St. 25

(20

15

–20

16

)

Documents

M I L J Ø M ERKET Kraft til endring Try ks a€¦ · M I L J Ø M E R K E T 2 4 1 Try k s a 3 7 9 Meld. St. 25 (2015–2016) Melding til Stortinget Kraft til endring Meld. St. 25