Del 3
Omtale av særskilde tema

5 Prosjekt under utbygging på norsk kontinentalsokkel

Før utbygging, drift og transport kan skje på norsk kontinentalsokkel, må det leverast inn ein plan for utbygging og drift (PUD) eller ein plan for anlegg og drift (PAD) til godkjenning hos myndigheitene. Det er dei ulike rettshavargruppene som har ansvaret for å utarbeide ein utbyggingsplan og for å gjennomføre utbygginga i samsvar med den godkjende planen.

I dette kapittelet følger ein omtale av utviklinga for dei prosjekta som har fått utbyggingsplan godkjend av myndigheitene, men som framleis er under utbygging, og dei prosjekta som har komme i produksjon etter rapporteringa i fjor.

Per 1. september var 22 utbyggingsprosjekt eller feltutbyggingar med ein utbyggingsplan som var godkjend av departementet, i gang på norsk sokkel. Ni av prosjekta er i Nordsjøen, elleve er i Norskehavet, og to er i Barentshavet. To prosjekt er godkjende sidan fjorårets rapportering: Eirinfeltet og kraft frå land til Draugen og Njord. Seks utbyggingsprosjekt er ferdigstilte og sette i produksjon etter 1. august 2023: felta Breidablikk, Tommeliten A, Eldfisk Nord, Kobra East og Gekko, Kristin Sør og Sleipner kraft frå land. I 2024 har departementet fått PUD for Bestla. Per 1. september 2024 er denne til behandling i departementet og er derfor ikkje inkludert i den videre omtalen. Som bakgrunn for omtalen av prosjekta henta departementet inn oppdaterte opplysningar frå operatørselskapa for dei ulike prosjekta fram til og med september 2024.

Olje- og gassnæringa er ein syklisk og global industri. Utbyggingar er ofte store og komplekse prosjekt som omfattar fleire ulike aktivitetar. Desse aktivitetane skjer på ulike stader, noko som krev utstrekt kommunikasjon og godt samarbeid mellom aktørane som er involverte. For at resultatet skal bli vellykka, er det for eksempel avgjerande at aktørane ferdigstiller leveransane sine til rett tid. At næringa er syklisk, aukar kompleksiteten ved at det påverkar tilgangen på varer og tenester av god kvalitet. God planlegging og god styring av gjennomføringa er nødvendig for å lykkast.

Koronapandemien og smitteverntiltak skapte utfordringar for fleire utbyggingsprosjekt. For dei prosjekta som blei godkjende før pandemien, har dette ført til store forseinkingar og betydeleg auka kostnader.

Petroleumsindustrien har opplevd ein sterk kostnadsauke dei siste åra, særleg etter pandemien. Råvare- og tenesteprisar både nasjonalt og internasjonalt driv opp utbyggingskostnadene. Ein svekt kronekurs bidrar også til høgare kostnadar målt i norske kroner. Valutaeffekten utgjer ein betydeleg auke i investeringsanslaget for fleire prosjekt og er den største drivaren bak auken i investeringsanslaga frå rapporteringa i fjor til i år. Eksterne faktorar, marknadseffektar og utfordringane som kjem av pandemien, er dei store drivarane også når vi ser på kostnadsauken for prosjekta totalt sett.

Enkelte av «kraft frå land»-prosjekta blei ramma av brann hos ein nøkkelleverandør i Finland i 2023. Fleire transformatorar gjekk tapt i brannen, noko som har medført forseinka leveranse av nye transformatorar, med tilhøyrande kostnadsauke og forseinkingar for desse prosjekta.

Status for utbyggingsprosjekta

På investeringstidspunktet er det usikkert kor store kostnader og investeringar eit prosjekt faktisk vil medføre. Kostnadsanslaga i PUD/PAD har eit usikkerheitsspenn på +/– 20 prosent. Erfaring tilseier at dei fleste utbyggingane på norsk kontinentalsokkel endar innanfor usikkerheitsspennet i PUD/PAD.

Eit høgare investeringsnivå enn anslått i utbyggingsplanen er ikkje nødvendigvis negativt for lønnsemda i eit prosjekt. Dersom dei auka investeringane gir høgare inntekter, kan det medverke til større verdiskaping frå prosjektet.

Tabell 5.1 og 5.2 gir oversikt over forskjellen mellom investeringsanslaga til operatørane på tidspunktet for innlevering av den aktuelle utbyggingsplanen, anslaga deira per september 2024 og endringa i investeringsanslaga sidan fjorårets rapportering i Prop. 1 S (2023–2024) frå departementet.

Samla sett har prosjekta som er under utbygging no, anslåtte investeringar på om lag 493 mrd. 2024-kroner, mot om lag 417 mrd. 2024-kroner på PUD/PAD-tidspunktet. Dette utgjer ein auke på om lag 18 prosent. Tilsvarande har prosjekta som er sette i produksjon det siste året, oppdaterte investeringar på om lag 68 mrd. 2024-kroner, mot om lag 67 mrd. 2024-kroner på PUD/PAD-tidspunktet. Dette utgjer ein auke på om lag 2 prosent.

Alle prosjekta som har komme i produksjon sidan rapporteringa i fjor, held seg innanfor usikkerheitsspennet i utbyggingsplanen. Av dei 22 prosjekta som er under utbygging no, har tre prosjekt, Johan Castberg, Balder Future og Oseberg OGP, kostnadsanslag som går ut over usikkerheitsspennet i utbyggingsplanen. Operatøren for det samordna «kraft frå land»-prosjektet Draugen-Njord har indikert at investeringsanslaget er forventa å auke frå det prosjektet har innrapportert til myndigheitene, men det ligg ikkje føre oppdaterte tal per medio september. Det er ikkje forventa vesentlege endringar av investeringsanslaget for modifikasjonar på Njord.

Basert på innrapporteringa har departementet berekna verdien av å føre vidare prosjekta, og internrenta for den samla prosjektporteføljen. Det er departementet sine eigne prisanslag for olje og gass som ligg til grunn for berekningane.1

Verdien av å føre vidare prosjektporteføljen er berekna ut frå noverdien av dei forventa framtidige kontantstraumane frå prosjekta. Historiske kontantstraumar blir da ikkje tatt med, ettersom dei ikkje kan påverkast. Samla har prosjekta ein berekna noverdi framover på om lag 900 mrd. kroner med 7 prosent kalkulasjonsrente reelt før skatt, og om lag 1 200 mrd. kroner med 4 prosent kalkulasjonsrente.

Internrenta er eit prosentmål på avkastninga for ei investering. Dei historiske kontantstraumane er kjende, medan dei framtidige er anslått basert på oppdaterte forventningar frå operatørane. Internrenta til den samla porteføljen av prosjekt under utbygging frå tidspunktet da utbyggingsplanane blei leverte, er berekna til om lag 24 prosent.

Nærmare omtale av enkeltprosjekt

Nedanfor følger ein nærmare omtale av dei prosjekta som no har eit investeringsanslag eller realiserte investeringar utanfor usikkerheitsspennet i utbyggingsplanen på +/– 20 prosent. I tillegg er utbygging av felta Hugin, Munin og Fulla i Yggdrasil-området omtalt.

Johan Castberg

Johan Castberg-feltet i Barentshavet blir bygd ut med eit havbotnanlegg knytt til eit flytande produksjonsskip (FPSO). Pandemien ramma spesielt bygginga av produksjonsskipet svært hardt. Smitteverntiltak og redusert tilgang på arbeidskraft gjekk ut over framdrifta og førte til forseinka leveransar frå verft i Singapore og Noreg. I tillegg har prosjektet hatt utfordringar med kvalitetsavvik på sveising. Arbeidsomfanget har vist seg å vere betydeleg større enn planlagt, og har gitt fleire arbeidstimar og auka kostnader. Kostnadsutviklinga på havbotnanlegg, boring og komplettering har vore positiv.

Sidan utbyggingsplanen blei godkjend i juni 2018, har dei estimerte kostnadane auka med 17,6 mrd. 2024-kroner. Det er i tillegg estimert eit valutatap på 8,1 mrd. 2024-kroner på grunn av ei svekt norsk krone. Nettoauken frå PUD, inkludert valutatapet, er no på 25,7 mrd. 2024-kroner. Det utgjer ein kostnadsauke på om lag 43 prosent frå PUD. Sidan innrapporteringa i fjor har investeringsanslaget auka med om lag 2,2 mrd. 2024-kroner. Hovudårsakene til auken frå i fjor er at produksjonsskipet har lege lengre tid ved verftet på Stord for endeleg ferdigstilling, og auke i valutatap.

Produksjonsskipet kom til feltet i august. Arbeidet med oppkopling og klargjering for oppstart er no i gang. Oppstarten skal etter planen skje i fjerde kvartal 2024.

Balder Future

Balder Future-prosjektet inneber at produksjons- og lagerskipet Jotun FPSO gjennomgår ei oppgradering og forlenging av levetida før det blir plassert ut sentralt mellom Balder- og Ringhornefelta i Nordsjøen. Prosjektet er ein del av ein større områdeutviklingsplan.

Sidan godkjenninga har prosjektet møtt betydelege utfordringar knytte til koronapandemien. Det har påverka både utstyrsleveransar og den tilgjengelege bemanninga på verftet, noko som igjen har påverka framdrifta i prosjektet. I tillegg har arbeidet blitt meir omfattande, særleg arbeidet knytt til oppgraderinga av Jotun FPSO. Innleiingsvis var det også tekniske utfordringar knytte til boreprogrammet. Stramme marknader og forstyrringar i verdikjedene, forsterka av krigen i Ukraina, har samtidig gitt kostnadsinflasjon for varer og tenester som har påverka prosjektet.

Sidan utbyggingsplanen blei levert, har investeringsanslaget auka med om lag 27 mrd. 2024-kroner. Det er i tillegg estimert eit valutatap på 1,7 mrd. 2024-kroner. Nettoauken frå PUD, inkludert valutatapet, er no på om lag 28,6 mrd. 2024-kroner. Det utgjer ein kostnadsauke på om lag 121 prosent frå PUD. Sidan innrapporteringa i fjor har investeringsanslaget auka med 4,4 mrd. 2024-kroner. Auken kjem i hovudsak av utfordringar med å oppnå tilstrekkeleg framdrift i arbeidet på det flytande produksjonsskipet, og investeringar i tiltak for gjere prosjektplanen meir robust. Planlagd oppstart er no i løpet av andre kvartal 2025.

Oseberg OGP

Oseberg-prosjektet inneber omlegging til delvis drift med kraft frå land på Oseberg feltsenter og Oseberg Sør, og installasjon av ein ny kompressormodul på Oseberg feltsenter. Prosjektet bidrar til å redusere CO₂-utsleppa til havs og til auka gassutvinning.

I fjor blei prosjektet ramma av brann hos ein leverandør i Finland, der fire transformatorar gjekk tapt. Det har medført forseinka leveranse av nye transformatorar. Utskipinga av modulane har blitt utsett om lag eit år, til medio 2025. Operatøren orienterer om at dei har gåande ei forsikringssak som følge av brannen hos leverandøren.

Sidan utbyggingsplanen blei levert, har investeringsanslaget auka med om lag 2,5 mrd. 2024-kroner. Det utgjer ein kostnadsauke på 21,0 prosent frå PUD. Sidan innrapporteringa i fjor har investeringsanslaget auka med 1,2 mrd. 2024-kroner. Desse tala tar ikkje omsyn til ei eventuell erstatning. Auken i investeringar kjem i hovudsak av lengre leveringstid på nye transformatorar som følge av brannen og betre forståing av kompleksiteten i prosjektet, noko som har resultert i lengre prosjektgjennomføringstid hos både leverandør og operatør. Planlagd produksjonsstart er flytta frå 2026 til 2027.

Yggdrasil

Plan for utbygging og drift av felta Hugin, Munin og Fulla, blei etter framlegging for Stortinget, jf. Prop. 97 S (2022–2023) og Innst. 459 S (2022–2023), godkjend av Energidepartementet 27. juni 2023. Greenpeace og Natur og Ungdom har gått til sak mot staten med krav om at vedtaka blir kjende ugyldige som følge av saksbehandlingsfeil i form av påstått mangelfull konsekvensutgreiing av utslepp frå forbrenning. Staten meiner det ikkje er gjort saksbehandlingsfeil. Operatøren for utbyggingane har på eige initiativ no gjennomført ein utgreiingsprosess av forbrenningsutslepp. Både programmet for og sjølve utgreiinga har vore på offentleg høyring. Operatøren vurderer at det ikkje har komme fram informasjon om miljøkonsekvensar frå forbrenningsutslepp som tilseier ytterlegare tiltak, og har bedt departementet om å vurdere eventuell ny informasjon. Departementet kan ikkje sjå at det gjennom utgreiinga og høyringsrunden har komme fram informasjon som gir grunnlag for å omgjere vedtaka. Utgreiingar og innkomne høyringsinnspel er offentleg tilgjengelege2.

6 Omtale av klima- og miljøpolitikk

Klima- og miljøpolitikken til regjeringa bygger på at alle samfunnssektorar har eit sjølvstendig ansvar for å legge miljøomsyn til grunn for aktivitetane sine og for å medverke til å nå dei nasjonale klima- og miljømåla. Del III av fagproposisjonen frå Klima- og miljødepartementet inneheld ein oversikt over dei viktigaste klima- og miljøtiltaka til regjeringa.

Noreg har ein omfattande vasskraftproduksjon og er ein viktig leverandør av olje og gass til den globale marknaden.

Omsynet til miljø og berekraftig utvikling er og har alltid vore ein integrert del av den norske petroleumsverksemda. Ei rekke reguleringar medverkar til at det blir tatt omsyn til miljøet i alle fasar av verksemda. Brenning av assosiert gass har aldri vore akseptert. Petroleumssektoren har betalt CO₂-avgift sidan 1991 og vore ein del av det europeiske kvotesystemet sidan 2008. Dette gjer utsleppsreduserande tiltak i petroleumsnæringa meir lønnsame for selskapa enn i andre næringar. Som følge av dette skjer produksjonen av olje og gass i gjennomsnitt med låge utslepp i global samanheng.

Ettersom utsleppa frå olje- og gassverksemda på kontinentalsokkelen er underlagde det europeiske kvotesystemet, vil oljeselskapa på norsk kontinentalsokkel, på lik linje med bedrifter i EU, medverke til å redusere dei kvotepliktige utsleppa i Europa med 62 prosent fram mot 2030. I tillegg har næringa ambisiøse mål for utsleppskutt fram mot 2030 og vidare mot 2050. Regjeringa vil i samarbeid med næringa jobbe for at utsleppa frå olje- og gassproduksjonen blir kutta med 50 prosent innan 2030 og til netto null i 2050. Det er såleis på plass ambisiøse mål og ein sterk verkemiddelbruk for å redusere utsleppa frå olje- og gassproduksjon i Noreg. Regjeringa vil føre vidare kvoteplikt og CO₂-avgift som hovudverkemiddel i klimapolitikken på norsk kontinentalsokkel. Med utgangspunkt i dagens avgiftsnivå og den gjennomsnittlege kvoteprisen så langt i år har den samla prisen på CO₂-utslepp for sektoren i 2024 vore på om lag 1 545 kroner per tonn CO₂.

Dei same faktorane som førebygger personskadar og storulykker, kan ofte også bidra til å førebygge ulykker som kan føre til forureining frå petroleumsverksemda. Ulykker kan ramme både menneske, miljø og materielle verdiar, og det er ofte dei same førebyggingsmekanismane som kan hindre ulykker, uavhengig av kva eller kven som kan bli ramma. Det er dei enkelte petroleumsselskapa som er ansvarlege for at krava til helse, miljø, sikkerheit og sikring blir følgde opp. Førebygging av ulykker og uønskte hendingar som kan føre til forureining frå petroleumsverksemda, er eit viktig bidrag i arbeidet med klima og i det å vareta miljøomsyn.

Eit viktig mål i energipolitikken er å sikre ei god, langsiktig og berekraftig forvaltning av dei fornybare ressursane våre. For å styrke utviklinga av miljøvennleg produksjon og bruk av energi er det viktig å ha langsiktige og stabile rammevilkår.

Fleire verkemiddel bidrar i utviklinga av energisystema for framtida og lågutsleppssamfunnet, først og fremst miljøavgifter, direkte reguleringar og ulike støtteordningar.

Regjeringa vil fremme ein effektiv, klima- og miljøvennleg og sikker energiproduksjon og sikre ei berekraftig forvaltning av naturen. Det er viktig at utbygginga av fornybar kraft skjer utan at store verdiar knytte til mellom anna naturmangfald eller landskap går tapt.

I Meld. St. 11 (2021–2022) Tilleggsmelding til Meld. St. 36 (2020–2021) Energi til arbeid – langsiktig verdiskaping fra norske energiressurser, klargjer regjeringa ambisjonane og prioriteringane sine i energipolitikken. Regjeringa vil føre ein energipolitikk som bidrar til auka verdiskaping og innfrir Noregs internasjonale klimaforpliktingar. Regjeringa vil utvikle norsk petroleumsnæring. Regjeringa ønsker eit stabilt aktivitetsnivå på norsk sokkel, med større innslag av nye næringar knytte til CO₂-handtering, hydrogen, havvind, havbruk og mineralutvinning. Tilleggsmeldinga presenterer også korleis regjeringa vil satse på nye, grøne næringar, som hydrogen, havvind, CO₂-handtering og ei framtidsretta olje- og gassnæring med låge utslepp. Dette blir no følgt opp, og regjeringa har også følgt opp tilleggsmeldinga langs fleire andre spor.

Da Stortinget behandla Meld. St. 28 (2019–2020) Vindkraft på land – Endringer i konsesjonsbehandlingen, blei det stadfesta fleire tiltak for å stramme inn behandlinga av vindkraftkonsesjonar, mellom anna at det skal leggast større vekt på omsynet til miljø og landskap ved utbygging av vindkraft på land. Kunnskapsgrunnlaget om miljø og andre samfunnsinteresser er oppdatert i samarbeid mellom ulike statlege etatar. I juni 2023 slutta Stortinget seg til regjeringa sitt forslag om endringar i energilova og plan- og bygningslova knytte til vindkraft på land, jf. Prop. 111 L (2022–2023) og Innst. 483 L (2022–2023). Det skal framover finnast ei overordna kommunal områderegulering før det kan givast konsesjon til vindkraft. Kravet om områderegulering skal gi betre lokal forankring og gi kommunane ei sterkare rolle i prosessen når det gjeld vindkraft på land.

Regjeringa har sett i gang ei storstilt satsing på havvind i Noreg. I 2024 blei den første auksjonen for prosjektområde for havvind på norsk kontinentalsokkel gjennomført, og området blei tildelt. Noregs vassdrags- og energidirektorat har saman med ei breitt samansett direktoratsgruppe identifisert nye område som kan eigne seg for havvind. I tråd med havenergilova er det sett i gang konsekvensutgreiingar av områda før ei eventuell opning. Neste runde med utlysing av prosjektområde er planlagd i 2025 og regjeringa foreslår eit støtteprogram for flytande havvind i områda Vestavind F og Vestavind B, jf. nærmare omtale i kapittel 10 i del III av proposisjonen. Støtteprogrammet skal medverke vesentleg til utviklinga av flytande havvind. Regjeringa foreslår no ei fullmakt med kostnadsramme på 35 mrd. kroner (2025-kroner). Regjeringa legg videre opp til jamlege utlysingar av areal og støttekonkurransar. Det vil bli vurdert og tatt stilling til statsstøtte i samband med utlysingsrundane.

Forsking og utvikling er viktig for å nå dei nasjonale klima- og miljømåla. Satsinga frå regjeringa si side gir ny kunnskap og kompetanse i petroleums- og energisektoren som blir brukt til å utvikle kunnskap, teknologi og løysingar som er med på å redusere naturinngrep og utslepp av klimagassar.

Regjeringa satsar breitt på å utvikle ein kostnadseffektiv teknologi for fangst, transport og lagring av CO₂. Stortinget vedtok hausten 2020 å gjennomføre Langskip i tråd med Meld. St. 33 (2019–2020) og Prop. 1 S (2020–2021). Lagerprosjektet til Northern Lights er i rute til ferdigstilling hausten 2024. Fangstprosjektet til Heidelberg Materials i Brevik (tidlegare Norcem) ligg an til oppstart våren 2025, medan Hafslund Celsio har sett sitt fangstprosjekt på vent for å redusere kostnadene. Selskapet har lagt fram eit nytt prosjektgrunnlag som departementet vil vurdere i løpet av hausten 2024.

Regjeringa vil legge til rette for kommersiell og samfunnsøkonomisk lønnsam lagring av CO₂ på norsk kontinentalsokkel gjennom å tildele lagringsareal til selskap med konkrete industrielle planar som gjer at dei har lagringsbehov, ved å behandle relevante søknader om utbyggingar under lagringsforskrifta raskt og effektivt og ved å halde fram med å fremme CO₂-handtering som eit viktig bidrag til å redusere klimagassutsleppa i verda. Arbeidet med å fremme CO₂-handtering som eit klimatiltak internasjonalt held derfor fram.

Departementet vil følge opp utgreiinga om verkemiddel for CO₂-handtering på avfallsforbrenning og i industrien, inkludert vurdere mellombelse verkemiddel som reduserer barrierane og marknadssviktane i verdikjeda.

Hydrogen kan vere ein låg- eller utsleppsfri energiberar når det blir produsert frå naturgass med CO₂-handtering eller ved elektrolyse av vatn med fornybar kraft. Derfor kan hydrogen spele ei sentral rolle i å redusere klimagassutslepp, særleg på område der direkte elektrifisering og bruk av batteri er vanskeleg. Noreg har i utgangspunktet gode føresetnader for å ta del i ein eventuell framtidig hydrogenmarknad, med eit sterkt næringsliv og gode forskings- og teknologimiljø. Hydrogen kan dermed på sikt skape verdiar for norsk næringsliv. Regjeringa har lagt fram politikken sin for dette i Meld. St. 11 (2021–2022) Tilleggsmelding til Meld. St. 36 (2020–2021) Energi til arbeid – langsiktig verdiskaping fra norske energiressurser. Regjeringa har sett i verk ei rekke tiltak som kan vere viktige for oppbygginga av verdikjeder for hydrogen, mellom anna for å auke tilgangen på fornybar kraft, særleg gjennom ei satsing på havvind og tiltak for raskare konsesjonsbehandling og betre utnytting av straumnettet. Satsinga på CO₂-handtering kan også vere viktig for verdikjeder for blått hydrogen. Regjeringa satsar i tillegg betydeleg på forsking, teknologiutvikling og innovasjon retta mot hydrogen. I perioden 2021–2023 blei det løyvd meir enn 5 mrd. kroner til hydrogenformål gjennom Enova, Forskingsrådet og Innovasjon Noreg. Enova har ei styrkt satsing, særleg retta mot maritim sektor, som kan gi støtte på inntil 80 prosent av investeringskostnadane. Til no i 2024 er det løyvd nesten 1,5 mrd. kroner, mellom anna til fartøy med hydrogen- eller ammoniakkdrift. Andre sentrale offentlege verkemiddel for hydrogen er deltaking i EUs kvotemarknad, CO₂-kompensasjonsordninga og krav i offentlege innkjøp.

Regjeringa har sikra at norske aktørar kan delta i utlysingane til EUs hydrogenbank. I den første auksjonen, som hadde eit budsjett på 800 mill. euro, blei det norske selskapet Skiga AS i Skipavika i Gulen tildelt 81 mill. euro, eller nærmare 1 mrd. kroner.

Det finst i dag om lag 70 prosjekt for grøn hydrogenproduksjon i Noreg. Nokre er allereie i drift, medan andre er usikre og under planlegging. Trass i betydeleg offentleg støtte har det for mange av desse prosjekta vore krevjande å ta ei investeringsavgjerd, slik at dei kan realiserast. Årsaka er mellom anna høge kostnader og stor usikkerheit om den framtidige marknaden for hydrogen.

6.1 Klima- og miljøutfordringar

Olje- og gassutvinning fører til utslepp til luft og til sjø. Utbygging av vasskraft, vindkraft og kraftleidningar legg beslag på areal og fører med seg inngrep i natur- og kulturmiljø.

Utslepp til luft

Stasjonær forbrenning, inklusiv olje- og gassutvinning, gir utslepp til luft av karbondioksid (CO₂), nitrogenoksid (NOx), flyktige organiske sambindingar utan metan (nmVOC), metan (CH₄), svoveldioksid (SO₂), partiklar (PM) og polysykliske aromatiske hydrokarbon (PAH).

Noreg skil seg frå andre land ved at størstedelen av det innanlandske stasjonære energiforbruket er dekt av elektrisitet og den innanlandske elektrisitetsproduksjonen er basert på vasskraft og vindkraft. Elektrisitet frå fornybare kjelder bidrar til låge luftutslepp frå den innanlandske stasjonære energibruken. Det inneber også at Noreg har eit snevrare grunnlag for å redusere utsleppa frå elektrisitetsproduksjon enn andre land. Utsleppa frå innanlandsk energiforsyning (medrekna utslepp frå brenning av avfall der varmen blir utnytta til energiformål) og energi brukt til oppvarming i andre næringar og hushald var ifølge Statistisk sentralbyrå (SSB) på 1,9 mill. tonn CO₂-ekvivalentar i 2023.

Produksjonen og bruken av elektrisk kraft kan variere mykje frå år til år som følge av variasjonar i tilsig og temperatur. I år med lågt tilsig og relativt høge prisar på elektrisk kraft vil bruken av alternative energiberarar, som fyringsolje, gass og biomasse, normalt auke. Dette er ei viktig årsak til at utsleppa frå stasjonær energibruk på fastlandet varierer frå år til år.

Den særeigne samansetninga av norsk økonomi og det at vasskraft og vindkraft utgjer nesten all norsk kraftproduksjon, gjer at verksemda på kontinentalsokkelen står for om lag ein firedel av dei samla norske klimagassutsleppa. I 2023 sleppte petroleumsverksemda ut klimagassar (CO₂ og metan) tilsvarande i underkant av 11,5 mill. tonn CO₂-ekvivalentar. Dette er om lag 3,5 mill. tonn (24 prosent) mindre enn i 2015 og om lag 0,5 mill. tonn mindre enn i 2022. Auka drift med kraft frå land er den viktigaste årsaka til denne nedgangen. Næringa jobbar også kontinuerleg med energieffektivisering og redusert fakling og rettar mykje merksemd mot å minimere utsleppa sine.

Petroleumsverksemda sleppte i 2023 ut om lag 34 000 tonn NOx (nitrogenoksid). Petroleumsverksemda står for noko over ein firedel av dei samla NOx-utsleppa i Noreg. Gassbrenning i turbinar, fakling av gass og dieselbruk på innretningane på kontinentalsokkelen er sentrale utsleppskjelder for NOx.

Olje- og gassutvinninga står for om lag ein femdel av dei samla norske nmVOC-utsleppa (flyktige organiske sambindingar utan metan), med utslepp i 2023 på om lag 25 500 tonn. Sidan starten av 2000-talet er utsleppa av nmVOC frå petroleumsverksemda sterkt reduserte. Utsleppsreduksjonane er oppnådde som følge av at det er installert anlegg for fjerning og gjenvinning av oljedamp på lagerskip og skytteltankarar.

At norsk petroleumsverksemd er underlagd ein streng verkemiddelbruk, gir resultat. Norske utslepp er vesentleg lågare per produsert eining enn det som er gjennomsnittet for oljeproduserande land, sjå figur 6.1. Utsleppa varierer mellom dei ulike felta, både i Noreg og internasjonalt.

Forstørr bilete

Kjelder: International Association of Oil and Gas Producers (IOGP), Epim Environmental Hub (EEH) og Offshore Norge.

Utslepp til sjø

Utsleppa til sjø frå petroleumsverksemda stammar i all hovudsak frå den regulære drifta og kjem frå produsert vatn, borekaks og restar av kjemikaliar og sement etter boring. Myndigheitene stiller strenge krav for å bidra til låge utslepp, mellom anna at operatørane bruker kjemikaliar som inneheld minst mogleg av miljøfarlege stoff, og at industrien utviklar ny teknologi som kan redusere utsleppa. Petroleumsverksemda har over tid investert i tiltak som har redusert utsleppa betydeleg. Produsert vatn følger med oljen opp frå reservoaret og inneheld stoff som naturleg finst der, og restar av tilsette stoff. I dag blir det produserte vatnet reinsa før det blir sleppt ut til sjø eller injisert tilbake i undergrunnen. Borekaks som inneheld olje og borevæske, stod tidlegare for ein vesentleg del av oljeutsleppa frå verksemda, men blir no injisert i eigne reservoar eller tatt til land for vidare behandling. Ein sideeffekt av å injisere produsert vatn og oljehaldig borekaks/-væske er auka energibruk og dermed større utslepp til luft. Ilandføring av borekaks/-væske aukar transportbehovet og omfanget av avfallshandteringa på land. Oljeselskapa er pålagde miljøovervaking for å følge med på verknaden av utslepp til sjø. Det er ikkje påvist skadelege effektar på miljøet som følge av utslepp av produsert vatn på norsk sokkel. Det er venta ein liten auke i voluma av produsert vatn dei neste åra, deretter er det venta at volumet går ned igjen.

Akutte utslepp til sjø

Petroleumsverksemda har i dei 50 åra det har vore verksemd på norsk kontinentalsokkel, ikkje ført til store akutte utslepp av olje som har nådd land eller har gitt større miljøskade. Det har vore få utslepp på over ein kubikkmeter.

Havindustritilsynet gir seinhaustes ut den årlege rapporten Risikonivå i norsk petroleumsvirksomhet – akutte utslipp (RNNP-AU). I samband med rapportarbeidet overvaker Havindustritilsynet trendar for uønskte hendingar og ulykker i petroleumsverksemda som har, eller kunne ha, ført til akutt forureining. Denne overvaking gir viktig informasjon for å kunne betre effekten av sikkerheitsarbeid og dermed kunne førebygge hendingar som kan gi akutt forureining på norsk sokkel. Talet på hendingar med akutte råoljeutslepp har totalt sett gått ned i perioden 2005–2022, men den nedgåande trenden flatar ut og varierer noko i siste halvdel av perioden. I 2023 gjekk talet på akutte oljeutslepp ned frå året før. Det er for tidleg å seie om denne utviklinga representerer ein trend.

Talet på hendingar med kjemikalieutslepp har variert, men kan sjå ut til å utvikle seg negativt, med stadig fleire utslepp dei siste åra. Den årlege mengda kjemikaliar som blir sleppt ut på norsk sokkel, har variert gjennom perioden frå 2005 til 2023. Trass i 195 faktiske utsleppshendingar i 2023 (mot 194 i 2022) er utsleppsmengda dette året likevel låg samanlikna med enkelte tidlegare år. Mellom anna var det fleire store utslepp i 2020. Akutte kjemikalieutslepp er framleis den dominerande typen utslepp frå norsk petroleumsverksemd, både når det gjeld talet på utslepp, og når det gjeld årlege utsleppsmengder.

Inngrep ved utbygging av fornybar energi og nett

Utbygging av fornybar energiproduksjon som vasskraft, vindkraft og solkraft legg beslag på areal og fører ofte med seg inngrep i natur- og kulturmiljø. Ved utnytting av fornybare energikjelder og ved bygging av kraftleidningar må samfunnet gjere viktige avvegingar. Vegar, kraftleidningar og andre installasjonar knytte til produksjonsanlegg vil kunne påverke økosystem, naturverdiar og naturopplevingar. Utbygging og drift av fornybar kraftproduksjon har noko klimagassutslepp, for eksempel i byggeperioden. Mellom anna blir det brukt store mengder betong, og det er også utfordringar med materiale som blir brukte innanfor vindkraft og solkraft. Ved utbygging av ny produksjon og nye kraftoverføringar er det viktig å finne dei beste løysingane ut frå ei heilskapleg avveging av miljøomsyn og andre samfunnsomsyn.

6.2 Verkemiddel som har ein klima- og miljøeffekt

CO₂-handtering

Regjeringa prioriterer arbeidet med å utvikle teknologiar og løysingar som kan medverke til å redusere klimagassutsleppa. Arbeidet med å utvikle kostnadseffektive løysingar for fangst og lagring av CO₂ er ein viktig del av denne satsinga. Stortinget vedtok hausten 2020 å gjennomføre Langskip i tråd med Meld. St. 33 (2019–2020) og Prop. 1 S (2020–2021). Lagerprosjektet til Northern Lights er i rute til ferdigstilling hausten 2024. Fangstprosjektet til Heidelberg Materials i Brevik (tidlegare Norcem) ligg an til oppstart våren 2025. I 2022 sikra regjeringa saman med den nye eigaren, Hafslund Celsio, finansiering av eit CO₂-fangstprosjekt på Klemetsrud i Oslo. Selskapet har i 2023 sett prosjektet på vent for å få ned kostnadene. Regjeringa sitt arbeid med CO₂-handtering omfattar eit breitt spekter av aktivitetar, forsking, utvikling og demonstrasjon, i tillegg til internasjonalt arbeid for å fremme CO₂-handtering. Teknologisenter Mongstad (TCM) står sentralt i denne satsinga. Målet med teknologisenteret er å skape ein arena for målretta utvikling, testing og kvalifisering av teknologi for CO₂-fangst. TCM er det største og mest fleksible testsenteret for CO₂-fangstteknologi i verda. Staten, gjennom Gassnova SF, inngjekk i 2023 ein forlengd avtale om eigarskap og drift av senteret for perioden 2024–2025 med Equinor, Shell og TotalEnergies.

CLIMIT-programmet for forsking, utvikling og demonstrasjon av teknologi for CO₂-handtering og forskingssenteret for miljøvennleg energi, FME NCCS, som skal utvikle ny teknologi og bidra til at CO₂-handtering blir tatt raskare i bruk, er også viktige verkemiddel. Vidare fekk Gassnova i 2024 i oppdrag frå Energidepartementet å utarbeide eit vegkart som beskriv korleis CO₂-handtering kan bidra til å redusere utsleppa frå landbasert industri og avfallsforbrenningsanlegg fram til 2050. Enova, Miljødirektoratet og andre relevante statlege aktørar vil involverast i dette arbeidet.

Regjeringa vil halde fram med å fremme CO₂-handtering som eit viktig bidrag til å kutte utslepp i Noreg. CO₂-handtering kan bli viktig når Noreg skal redusere klimagassutsleppa og omstille økonomien til lågutsleppssamfunnet innan 2050. Industrien skriv i Prosess21 sin CO₂-handteringsrapport at CO₂-handtering er viktig for at landbasert industri skal vere konkurransedyktig i åra som kjem. Miljødirektoratet vurderer at CO₂-handtering er det enkelttiltaket som kan gi størst reduksjon av CO₂-utslepp frå landbasert industri og avfallssektoren i Noreg. Miljødirektoratets rapport Klimatiltak i Norge – kunnskapsgrunnlag 2024 viser eit teknisk utsleppsreduksjonspotensial på 5,4 mill. tonn CO₂-ekvivalentar i 2035 ved bruk av CCS på industrianlegg og avfallsforbrenningsanlegg og ved fangst og lagring av CO₂ frå omgivnadsluft (DAC).

I 2023–2024 har Oslo Economics og SINTEF Energi greidd ut verkemiddel som kan legge til rette for CO₂-fangst i norsk industri og avfallsforbrenning. Utgreiinga peikar på at det eksisterer fleire barrierar og marknadssviktar i verdikjedene for CCS, mellom anna knytte til kostnader. Om ein skal legge til rette for at fleire CO₂-fangstanlegg kjem raskt på plass meiner utreiarane derfor at det er behov for forsterka statlege verkemiddel. Utgreiinga tilrår ei mellombels subsidieordning som likebehandlar fossile og biogene utslepp, og for rask realisering av CO₂-fangstprosjekt tilrår utgreiinga dessutan at staten bør bidra til eit koordinert innkjøp av lager- og transporttenester. Regjeringa vil følge opp utgreiinga nærmare, inkludert ved å vurdere å innføre mellombelse verkemiddel som reduserer barrierane og marknadssviktane i verdikjeda for CO₂-handtering.

Energidepartementet har sidan 2008 leia oppfølginga av handlingsplanen for å fremme utvikling og bruk av CO₂-handtering internasjonalt. Måla for arbeidet er å få større aksept for fangst og lagring av CO₂ som eit viktig klimatiltak, få ei brei forståing av reduksjonspotensialet som følger av teknologien, og medverke til at teknologien blir tatt i bruk utanfor Noreg. Det er oppretta ei rekke regionale og internasjonale samarbeid der Noreg ved Energidepartementet deltar. Departementet deltar i North Sea Basin Task Force, Carbon Capture Utilisation and Storage Initiative under Clean Energy Ministerial og EUs Zero Emission Platforms-myndigheitsgruppe, som er retta mot å utvikle og ta i bruk teknologi for CO₂-handtering og utvikle rammeverk for sikker fangst og lagring av CO₂. Noreg samarbeider tett med EU. Energidepartementet har dessutan signert bilaterale, politisk bindande intensjonsavtalar med Nederland, Belgia, Danmark og Sverige som mogleggjer grensekryssande transport av CO₂ for permanent lagring. Dette er viktig for å legge til rette for grensekryssande CCS-prosjekt med sikte på lagring på norsk sokkel i tråd med krava i Protokoll av 1996 til Overenskomst om bekjempelse av havforurensning ved dumping av avfall og annet materiale av 1972 (Londonprotokollen). Departementet er i dialog med myndigheiter i fleire andre land i Europa om å inngå tilsvarande avtalar og held fram med arbeidet for å legge til rette for å regulere import av CO₂ for geologisk lagring i Noreg.

Innanfor forsking og utvikling deltar Noreg og norske miljø på fleire internasjonale samarbeidsarenaer der CO₂-handtering inngår. Dei viktigaste er EUs Horisont Europa og tilhøyrande Clean Energy Transition Partnership (CETP), Nordisk Energiforsking og Mission Innovation, eit globalt initiativ som skal få fart på offentleg og privat innovasjon innanfor rein energi, for å møte klimautfordringane og gjere rein energi tilgjengeleg for alle.

Energi og vassressursar

Energiomlegging, energi- og klimateknologisatsing

Kvotesystemet, CO₂-avgift og fleire andre verkemiddel er med på å bygge opp under ei miljøvennleg energiomlegging og utvikling av energi- og klimateknologi. Miljøavgifter og særavgifter knytte til energi medverkar også til å påverke energibruken. Energieffektivisering vil vere eit viktig bidrag til å redusere veksten i energiforbruket. Verknaden av energieffektivisering er ofte størst om vinteren, når behovet for kraft er størst og prisane er på sitt høgaste. Energieffektivisering og fleksibelt elektrisitetsforbruk som reduserer forbrukstoppane, kan over tid føre til lågare investeringsbehov i straumnettet og redusere behovet for andre tiltak for å sikre effektbalansen delar av året.

Stadig fleire produkt blir omfatta av økodesignregelverk, med mellom anna minimumskrav til energibruk i produkt og krav om energimerke etter energimerkeordninga. Det er også innført forskrifter med krav til energibehovet i nye bygg og ved større rehabiliteringar, og det er innført krav om energimerking ved sal, utleige og nyoppføring av bygningar. Vidare er det fleire støtteordningar for energieffektivisering, mellom anna gjennom Enova og Husbanken.

Regjeringa har styrkt arbeidet med energieffektivisering betydeleg dei siste åra, og la hausten 2023 fram ein handlingsplan for energieffektivisering som set retninga for korleis myndigheiter og andre skal jobbe med energieffektivisering i tida som kjem. Handlingsplanen presenterer fleire verkemiddel som vil bidra til å utløyse meir energieffektivisering, inkludert særskilde krav og målretta informasjonstiltak. Status for oppfølginga av handlingsplanen er nærmare omtalt i kapittel 8 Regjeringa si oppfølging av Energikommisjonen og Straumprisutvalet med meir, i del III i proposisjonen.

Ifølge byggteknisk forskrift er varmeinstallasjonar for fossilt brensel ikkje lov i nybygg og ved store ombyggingar. Sidan 1. januar 2020 har det vore forbode å bruke mineralolje til oppvarming av bygg. Frå 1. januar 2022 blei forbodet utvida til å omfatte bruk av fossil olje til mellombels oppvarming og tørking av bygg under oppføring og rehabilitering.

Den felles norsk-svenske marknaden for elsertifikat har vore eit viktig verkemiddel for å nå det norske målet på 67,5 prosent under fornybardirektivet. Ordninga starta opp 1. januar 2012. Det samla målet for ny fornybar elektrisitet i den felles elsertifikatmarknaden er 28,4 TWh i 2020. Av dette har Noreg forplikta seg til å finansiere 13,2 TWh, medan Sverige finansierer 15,2 TWh, uavhengig av kvar produksjonen kjem. Målet blei nådd i mai 2019. Sverige har i tillegg eit mål om ytterlegare 18 TWh ny fornybar elektrisitetsproduksjon i 2030, som blir finansiert av Sverige. Siste søknadsfrist for nye anlegg var 1. april 2022. Det vil seie at det ikkje vil bli godkjent fleire anlegg i elsertifikatordninga. Anlegg som er sette i drift før utgangen av desember 2021, og som kvalifiserer for rett til elsertifikat, kan få sertifikat i inntil 15 år frå den datoen dei blei sette i drift. Det inneber at ordninga varer fram til 2035.

I 2021 blei det innført ei moglegheit for tilknyting av forbruk og produksjon med vilkår om utkopling eller reduksjon av høvesvis forbruket eller produksjonen, som alternativ til nettinvesteringar. I 2022 blei det innført effektbaserte tariffar i distribusjonsnettet. Desse reglane legg til rette for at straumnettet blir utnytta på ein effektiv måte. Betre utnytting av straumnettet reduserer behovet for nettutbygging og tilhøyrande naturinngrep.

Miljøomsyn ved vassdrags- og energiverksemd

Miljøomsyn i samband med fornybar kraftproduksjon og nettutvikling er varetatt gjennom sektorlovgivinga, plan- og bygningslova, forureiningslova, naturmangfaldslova og vassforskrifta.

Konsesjonsbehandling av fornybar kraftproduksjon og nett har dei siste åra hatt høg prioritet. Det er viktig å sjå prosjekta i samanheng for å finne dei totalt sett beste løysingane. Ein prøver derfor å få til ei mest mogleg samordna behandling av prosjekt i same område, og mellom nett og produksjon.

Miljøtilsynet i NVE kontrollerer at miljøkrav som er fastsette i konsesjonar, blir etterlevde i både anleggs- og driftsfasen. Ei viktig oppgåve er godkjenning og oppfølging av detaljplanar for vassdrags- og energianlegg.

Kunnskap om og systematisk oversikt over viktige område for trua artar og naturtypar er ein føresetnad for å stanse tapet av naturmangfald. Her speler Artsdatabanken ei viktig rolle. Formålet med Artsdatabanken er å tette hòl i kunnskapen og medverke til at data om naturmangfald blir samla i nasjonale databasar.

Energikommisjonen, jf. NOU 2023: 3 Mer av alt – raskere, har peika på at vi treng meir fornybar kraftproduksjon i Noreg. Utbygging av ny fornybar kraftproduksjon må samtidig vere lønnsam og skje i eit tempo og omfang som ikkje får uakseptable verknader for lokalsamfunn og viktige miljø- og samfunnsinteresser. Det skal vere ei balansert utbygging basert på grundige avvegingar av fordelar og ulemper for samfunnet.

For betre å sikre dette på vindkraftområdet er det som følge av Stortingets behandling av Meld. St. 28 (2019–2020) Vindkraft på land – Endringer i konsesjonsbehandlingen, jf. Innst. 101 S (2020–2021), stadfesta fleire tiltak for å stramme inn behandlinga av vindkraftkonsesjonar, mellom anna ved å legge meir vekt på verknader for landskap og miljø, samfunn og naboar.

Verneplanen for vassdrag er viktig for å sikre eit representativt utval av vassdragsnaturen i landet. Vernet er først og fremst mot kraftutbygging, men verneverdiane skal også takast omsyn til ved andre inngrep.

Gjennomføringa av EUs vassdirektiv med tilhøyrande forvaltningsplanar skal fremme ei heilskapleg forvaltning av vassressursane. Energidepartementet medverkar saman med NVE aktivt i dette arbeidet.

Klimatilpassing

Eit endra klima med meir nedbør og ekstremvêr krev tilpassingar. Klimatilpassing er viktig innanfor energi- og vassdragsforvaltninga. NVE tar omsyn til behovet for klimatilpassing i arbeidet med flaum og skred, damsikkerheit, vassdragskonsesjonar, energikonsesjonar, miljøtilsyn, kraftforsyning og energietterspørsel.

NVEs oppgåver knytte til flaum og skred er delte inn i desse områda: kartlegging, arealplanlegging, sikring, varsling/overvaking og skred- og flaumfagleg bistand ved alvorlege beredskaps- og krisesituasjonar. For å førebygge skade på liv, helse og verdiar blir det ved utarbeiding av naturfarekart tatt høgde for eit endra framtidig klima. Desse karta og fagleg rådgiving om klimaendringar er eit viktig grunnlag for arealplanarbeidet i kommunane og medverkar til at nye utbyggingar skjer i trygge område. I arealplanarbeid etter plan- og bygningslova er NVE høyringspart og kan fremme motsegn mot planar der NVE har eit forvaltningsansvar. Bistand til sikring av eksisterande busetting står også sentralt i NVEs arbeid med klimatilpassing. Dei arrangerer fagsamlingar for kommunar, konsulentar og andre der dei formidlar kunnskap om flaum- og skredfare og klimatilpassing. Innanfor arbeidet med flaum og skred har NVE utvikla eit godt samarbeid med andre statlege etatar, som Meteorologisk institutt, Direktoratet for samfunnstryggleik og beredskap, Direktoratet for byggkvalitet, Statens vegvesen, Jernbaneverket og andre. I 2019 fekk NVE også i oppdrag å bistå kommunane i å førebygge skadar frå overvatn gjennom kunnskap om avrenning i tettbygde strøk og rettleiing ved kommunal arealplanlegging.

Gjennom datainnsamling og analysar av lange tidsseriar overvaker og vurderer NVE hydrologiske effektar av klimaendringar. NVE har FoU-aktivitetar innan modellering av kva effekt klimaendringar har og vil få på hydrologien i Noreg. Dette inkluderer effekten på flaum, tørke, snømengder og utbreiing av isbrear og gir grunnlag for klimatilpassing i fleire sektorar. Arbeidet er ein del av samarbeidet i Norsk klimaservicesenter, der NVE deltar.

Petroleumsverksemda

I samsvar med dei overordna prinsippa for klimapolitikken i Noreg er petroleumssektoren omfatta av sterke økonomiske verkemiddel, som CO₂-avgift og klimakvotesystemet til EU. Samla gjer det at næringa betaler ein høg pris for utslepp, noko som legg til rette for betydelege utsleppsreduksjonar. Selskapa med verksemd på norsk kontinentalsokkel vil på lik linje med bedrifter i EU medverke til å redusere kvotepliktige utslepp fram mot 2030.

Regjeringa vil føre vidare kvoteplikt og CO₂-avgift som hovudverkemiddel i klimapolitikken på norsk kontinentalsokkel. Med gjeldande kvotepris og avgift har den samla utsleppskostnaden (kvotepris og avgift) i petroleumsverksemda vore på om lag 1 545 kroner per tonn CO₂ i 2024. Høge utsleppskostnader gir selskapa som opererer på kontinentalsokkelen ei sterk eigeninteresse av å redusere utslepp av klimagassar og samtidig forske på og utvikle teknologiar med lågare utslepp. I Hurdalsplattforma skriv regjeringa at ho gradvis vil auke CO₂-avgifta på sokkelen. Dette vil bli vurdert i dei årlege budsjetta.

Når det gjeld andre gassar enn klimagassar, må selskapa betale avgift for utsleppa sine av NOx eller slutte seg til miljøavtalen mellom den norske staten og næringsorganisasjonane. Avtalen er no ført vidare til 2027.

Omsynet til miljø er ein integrert del av forvaltninga av dei norske petroleumsressursane. Miljøreguleringar skjer i alle delar av verksemda: frå vurderinga av å opne eit område for petroleumsverksemd, gjennom leiting, vurderingar av korleis eit felt skal byggast ut, spesifikke løyve knytte til drifta av feltet, årlege endringar av desse løyva og fram til produksjonen skal avsluttast og innretningane skal disponerast. Dette sikrar eit omfattande system der alle relevante myndigheiter er med.

Utsleppa frå petroleumsverksemda i Noreg er regulert gjennom fleire lover, mellom anna petroleumslova, CO₂-avgiftslova, særavgiftslova, klimakvotelova og forureiningslova. Oppdateringar av forvaltningsplanar og nye konsekvensutgreiingar med oppdatert kunnskap gjer at avgjerder kan takast på eit best mogleg faktagrunnlag. Høyringsrundar gir alle aktørar høve til å bli høyrde. I tillegg kan myndigheitene gjere enkeltvedtak, for eksempel ved godkjenning av utbyggingsplanar. Brenning av overskotsgass har aldri vore lov på norsk sokkel, og brenning av gass i fakkel er berre lov når det er nødvendig av sikkerheitsgrunnar. Slik brenning er også berre lov etter løyve frå Energidepartementet. Utnytting av stordriftsfordelar som legg til rette for energieffektiv drift, har alltid vore eit viktig omsyn for aktiviteten på sokkelen. Nye utbyggingar baserer seg på den beste tilgjengelege teknologien.

Kraft frå land er den einaste løysinga som kan redusere utsleppa på kontinentalsokkelen monaleg innan 2030. Selskapa arbeider med nye prosjekt der dei vil legge om til drift med kraft frå land, men prosjekta er umodne og i ein tidleg planleggingsfase. Tiltak som fangst og lagring av CO₂, hydrogen/ammoniakk og brenselceller framstår ikkje no som realistiske løysingar for å redusere utsleppa på innretningane i stor grad fram mot 2030. Desse tiltaka er i dag umodne til bruk offshore, og det vil krevje vesentlege forbetringar i teknologisk mognad og kostnadar før tiltaka eventuelt kan bidra til vesentlege utsleppsreduksjonar. Det er generelt krevjande med tiltak på innretningar til havs på grunn av høge tomtekostnader, ombyggingskostnader, plassmangel og omsyn til sikker drift. Denne typen løysingar kan likevel vere aktuelle for enkelte utsleppskjelder i eit lengre perspektiv mot 2050.

Ei løysing med kraft frå land skal vurderast av rettshavarane ved kvar plan for utbygging og drift. Ei kraft-frå-land-løysing krev normalt løyve etter både energilova og petroleumslova. Vurdering frå sak til sak sikrar at relevante omsyn, inklusiv omsynet til kraftsystemet, blir varetatt når det er aktuelt å velje ei slik løysing. Kraft frå land krev store investeringar og vil ofte berre vere realistisk ved enkelte større, sjølvstendige utbyggingar eller større ombyggingar av store felt. Kraft frå land til eksisterande innretningar er generelt svært dyrt. Gitt variasjonen i konsekvensar er det avgjerande å ta stilling til spørsmålet om bruk av kraft frå land ved behandlinga av kvar enkelt utbygging. Kraft-frå-land-prosjekt vil derfor bli vurderte frå sak til sak.

Verkemidla i petroleumsverksemda har resultert i at det er gjennomført omfattande tiltak som direkte eller indirekte har gitt lågare utslepp av klimagassar. Det gjer at den samla norske petroleumsverksemda har vesentleg lågare klimagassutslepp per produsert eining enn det som er gjennomsnittet for oljeproduserande land. Utsleppa varierer mellom ulike felt og fasar, både i Noreg og internasjonalt.

Forsking og utvikling

Regjeringa si satsing på forsking og utvikling i energi- og petroleumsverksemda er avgjerande for at Noreg også framover skal vere ein føregangsnasjon innanfor miljøvennleg energiproduksjon og -bruk. Satsinga bidrar til at nye teknologiar og løysingar blir utvikla og tatt i bruk, og til effektiv og berekraftig utnytting av dei norske energi- og petroleumsressursane. Samtidig skal satsinga gi næringsliv og kompetansemiljø i Noreg betre evne til å konkurrere i dei internasjonale marknadene for miljø- og klimavennlege energiløysingar. Energidepartementet er den største bidragsytaren til finansiering av miljø- og klimarelevant forsking og utvikling gjennom Noregs forskingsråd.

Energiforsking

Offentleg støtte til energiforsking skal medverke til ei effektiv og berekraftig utnytting av nasjonale energiressursar og til ei effektiv, robust og miljøvennleg kraft- og energiforsyning i Noreg. Satsinga skal vere med på å utvikle miljøvennlege produkt, tenester og prosessar, mellom anna nye teknologiar for fornybar energi, energieffektivisering og CO₂-handtering. Den offentlege satsinga på energiforsking skal også medverke til næringsutvikling og til å bygge opp kunnskap av samfunnsfagleg karakter, for eksempel om effektar av klimaendringar på energiområdet og effekten av energiutbygging på omgivnadene.

Energi21 er myndigheitene og næringa sin strategi for forsking, utvikling, demonstrasjon og kommersialisering av ny, klimavennleg energiteknologi. Energi21 gir myndigheitene og energibransjen råd om korleis dei bør innrette satsinga på forsking og utvikling av teknologiar for fornybar energi, energisystemet, energieffektivisering, CO₂-handtering og energi til transportformål. Energi21-strategien frå 2022 tilrår å prioritere energiteknologisatsinga på desse åtte områda, med særleg vekt på dei to første: integrerte og effektive energisystem, energimarknader og regulering, hydrogen, vasskraft, batteri, solenergi, havvind og CO₂-handtering.

Etter at åtte forskingssenter for miljøvennleg energi (FME) blei avslutta i 2024 og åtte nye blei starta opp, er det no elleve teknologisk retta FME-ar for høvesvis CO₂-handtering, distribusjonsnett, smarte energisystem, vasskraft, maritim transport, klimanøytral metallurgisk industri, solceller, batteri, vindkraft og hydrogen (for hydrogen er det to senter). Det er også to samfunnsvitskaplege FME-ar: NTRANS, som skal forske på energisystemet si rolle i avkarbonisering av sektorar som energi, transport, industri, bygg og hushald, og INCLUDE, som skal skaffe fram kunnskap om korleis vi kan realisere eit sosialt rettferdig lågutsleppssamfunn. FME-ordninga, som ligg under Noregs forskingsråd, er ein av dei viktigaste berebjelkane for norsk satsing på forsking, utvikling og innovasjon for berekraftige energisystem i framtida.

Noregs forskingsråd har ei stor og målretta satsing på energiområdet og forsking på reduserte utslepp. Forskingsrådet finansierer forsking og innovasjon for ei berekraftig utvikling av energisystemet. Dette omfattar alt frå utvikling av energisystemet og fornybar energiteknologi til effektiv bruk av energi i bygg, industri og transport. Målet er å medverke til omstilling til lågutsleppssamfunnet og å fremme eit konkurransedyktig norsk næringsliv.

CLIMIT gir støtte til forsking, utvikling og demonstrasjon av teknologiar og løysingar for CO₂-handtering og er administrert av Gassnova saman med Noregs forskingsråd. CLIMIT skal gi økonomisk støtte til prosjekt som utviklar kunnskap, kompetanse, teknologi og løysingar som kan gi viktige bidrag til kostnadsreduksjonar og stor internasjonal utbreiing av CO₂-handtering.

Petroleumsforsking

Offentleg støtte til forsking, utvikling og kompetansebygging i petroleumsverksemda er viktig for å sikre ei effektiv og miljøvennleg utnytting av petroleumsressursane og samtidig medverke til utvikling av den norske petroleumsverksemda som vår fremste høgteknologiske kunnskapsindustri. Slik vil det bli lagt til rette for at norsk kontinentalsokkel framleis skal vere ein stabil og langsiktig leverandør av olje og gass til Europa. Satsinga bidrar også til å bygge opp kunnskap og utvikle nye, meir miljøvennlege teknologiar og løysingar.

Den nasjonale teknologistrategien for petroleumsverksemda, OG21, peikar på åtte teknologiområde der forsking, teknologiutvikling og innovasjon er spesielt viktig. Områda inkluderer mellom anna forbetra undergrunnsforståing, kostnadseffektiv boring og nedstenging av brønnar, energieffektivitet og kostnadseffektiv elektrifisering, CO₂-handtering, digitalisering og sikkerheit og arbeidsmiljø. Strategien rettar betydeleg merksemd mot å bidra til energiomstilling og nullutsleppssamfunnet, der dei sentrale elementa er avkarbonisering av produksjonen i industrien, avkarbonisering av verdikjeder for petroleum og deltaking i og overføring av kompetanse og løysingar til nye lågutsleppsindustriar.

Noregs forskingsråd driv forsking og utvikling retta mot energieffektivisering og reduksjon av klimagassutslepp knytte til olje- og gassproduksjonen på norsk sokkel. Innsatsen skal bidra til å utvikle sektoren i retning lågutslepp samtidig som det blir sett inn nødvendige tiltak for ei kostnadseffektiv utnytting av ressursane. Målet er ein utsleppsfri petroleumssektor i 2050 og, i takt med at særleg oljeproduksjonen blir redusert, å minimere det direkte og indirekte inntektstapet til staten ved den økonomiske omstillinga av Noreg. Helse, miljø og sikkerheit (HMS) er ein integrert del av programma, og dei same tiltaka som kan bidra til å førebygge skader og ulykker, kan ofte også bidra til å hindre forureining. Det blei i 2022 utført ein ny analyse av petroleumsporteføljen med tanke på effektar som bidrar til klimamåla. Analysen blei utført på nye prosjekt i perioden 2018–2021 og viste at heile 137 av dei nye prosjekta i denne perioden vil gi positive effektar for miljøet. Resultata frå forskinga vil bidra til reduserte utslepp av klimagassar, enten direkte ved at det blir produsert færre tonn CO₂, eller indirekte ved at prosessar blir meir energieffektive. 68 prosent av prosjekta i analysen stadfestar at prosjekta deira har potensial for energieffektivisering eller mindre utslepp til luft.

Det blir løyvd midlar til tre forskingssenter som mellom anna skal utvikle klima- og miljøvennlege løysingar for norsk petroleumsverksemd. Forskingssenteret for lågutsleppsteknologi for petroleumsverksemda på norsk sokkel skal utvikle lågutsleppsløysingar som gjer at utbygging og drift av petroleumsførekomstar i framtida kan skje med lågast moglege utslepp av klimagassar. Senteret skal også utvikle teknologi som kan medverke til ein betydeleg reduksjon av utsleppa frå eksisterande installasjonar. Dei to andre sentera konsentrerer seg om høvesvis berekraftig utnytting av petroleumsressursane og betre undergrunns- og reservoarforståing. Begge sentera skal bidra med kunnskap og løysingar når det gjeld å nå måla om nullutslepp.

Naturkartlegging

Som ein del av opningsprosessen og førebuinga til havvindutlysinga i 2025 blir det gjennomført feltundersøkingar som aukar kunnskapen om naturmangfald og miljø i dei områda som er aktuelle for utlysing. Undersøkingane vil dekke naturmangfald over vatn, på sjøbotnen og i havkolonnen. Kunnskapsinnhentinga er ein del av regjeringa sin heilskaplege plan for naturkartlegging og inkluderer mellom anna overvaking og undersøkingar av fisk, sjøpattedyr og fugl.

6.3 Status for utsleppsutviklinga frå petroleumsverksemda

Status for utsleppsutviklinga frå petroleumsverksemda er omtalt i kapittel 11 Oppfølging av oppmodningsvedtak om energipartnarskap med meir i del III av proposisjonen.

6.4 Energidepartementets miljøarbeid i eiga verksemd

Departementsfellesskapen er miljøsertifisert og registrert i EMAS (Eco-Management and Audit Scheme). I samarbeid med dei andre departementa jobbar Energidepartementet for kontinuerleg å redusere miljøpåverknaden i den daglege drifta av eige departement. Ein rapport om miljøarbeidet i departementa blir publisert årleg på regjeringa.no.

6.5 Oppfølging av FNs berekraftsmål

I 2015 vedtok FNs medlemsland 17 mål for berekraftig utvikling fram mot 2030. Berekraftsmåla består av 17 hovudmål og 169 delmål og utgjer FNs arbeidsplan for å utrydde fattigdom, nedkjempe ulikskap og stoppe klimaendringane innan 2030. Kvart hovudmål har ulike delmål, og for å følge utviklinga til delmåla har FN vedtatt 231 globale indikatorar. Meld. St. 40 (2020–2021) Mål med mening – Norges handlingsplan for å nå bærekraftsmålene innen 2030 beskriv arbeidet med å utvikle nasjonale målepunkt i Noreg, som eit supplement til dei globale indikatorane. Måla er universelle, det vil seie at alle land har ansvar for å følge opp måla nasjonalt. Måla skal fungere som ei felles global retning for statar, næringsliv og sivilsamfunn.

Kommunal- og distriktsdepartementet koordinerer arbeidet med den nasjonale oppfølginga av berekraftsmåla. Energidepartementet har ansvar for oppfølginga av hovudmål 7, som handlar om å sikre rein energi til alle. I tillegg har Energidepartementet ansvar for oppfølginga av tiltak innanfor delmål under fleire av hovudmåla.

Mål 6: Sikre berekraftig vassforvaltning og tilgang til vatn og gode sanitærforhold for alle

Energidepartementet har ansvar for å forvalte vass- og energiressursane i landet. Departementet skal sikre ei samla og miljøvennleg forvaltning av vassdraga, fremme ei effektiv kraftomsetning og kostnadseffektive energisystem. Departementet bidrar til å sikre ei berekraftig vassforvaltning gjennom å legge vekt på omsynet til vassdragsmiljø ved vedtak om og oppfølging av konsesjonar til vassdragsanlegg, i vilkårsrevisjonar og ved nye flaum- og skredsikringstiltak og miljøtiltak. Departementet gjer faglege vurderingar og stiller krav om avbøtande tiltak for i størst mogleg grad å bøte på dei negative konsekvensane for vassdragsmiljøet når vi gir løyve til nye inngrep. Omsynet til ei heilskapleg og integrert vassforvaltning blir varetatt gjennom dei norske vassforvaltningsplanane som følger av EUs vassdirektiv.

Delmål 6.5) Innan 2030 innføre integrert forvaltning av vassressursar på alle nivå, mellom anna gjennom samarbeid over landegrensene der det er aktuelt

NVE bidrar til å sikre ei berekraftig vassforvaltning. Mål om betre vassdragsmiljø må vegast mot omsynet til kraftproduksjon, reguleringsevne og forsyningssikkerheit. Eit viktig verkemiddel for å nå mange av miljømåla i vassdraga er revisjon av eldre vassdragskonsesjonar, men også innkalling og omgjering av eldre vassdragsanlegg. NVE har prioritert å behandle saker som gjeld miljømål etter vassforskrifta med frist i 2027. NVE har vidare prioritert miljøtilsyn med anlegg under bygging for å sikre at nødvendige omsyn i vassdraga er tatt, og å bidra til rask realisering av tiltak som er sette i gang.

Målingane NVE gjer av hydrologi og kryosfære (snø, bre og is), er eit grunnlag for berekningar av vassressursane i Noreg, for varslinga av flaum, skred og is og til bruk i forvaltning og forsking generelt. Gjennom målingar, innsamling og kvalitetssikring av data til den nasjonale hydrologiske databasen og gjennom bruk av ny teknologi som satellittdata og dronar til overvaking og kartlegging får NVE god oversikt over hydrologien og vassressursane i Noreg. Deling og bruk av desse målingane bidrar dermed til ei samla og miljøvennleg forvaltning av vassdraga.

Delmål 6.6) Innan 2020 verne og bygge opp att vassrelaterte økosystem, inkludert fjell, skogar, våtmarker, elver, vassførande bergartar og innsjøar

NVE bidrar til å verne og restaurere vassrelaterte økosystem ved å ta omsyn til miljø og vern som ein del av behandlinga i arealplansaker i og langs vassdrag og gjennom arbeid knytt til NVEs tilskots- og bistandsordning for sikrings- og miljøtiltak. NVE gir årleg tilskot til, og gjennomfører sjølv, restaurering av vassdrag.

Mål 7: Sikre tilgang til påliteleg, berekraftig og moderne energi til ein overkommeleg pris

Energidepartementet har ansvaret for å koordinere energipolitikken til regjeringa.

Verdas befolkning og næringsliv er avhengige av tilgang til energi. Energibruk og velstandsnivå heng nært saman. Veksten i energibruk er nært knytt til befolkningsutvikling og økonomisk vekst. Rikeleg og kontinuerleg tilgang på påliteleg, berekraftig og moderne energi til ein overkommeleg pris er ein føresetnad for berekraftig økonomisk framgang og velstandsutvikling.

Behovet for store og raske utsleppskutt i tråd med måla i Parisavtalen krev ei stor endring av energiforsyninga i verda, noko som inneber effektivisering av energibruken, meir utbygging av fornybar energi og utvikling av nye lågutsleppsløysingar som for eksempel CO₂-handtering. Dette er krevjande mellom anna fordi energisystemet i verda er stort og komplekst. Systemet er avhengig av omfattande infrastruktur til produksjon, distribusjon og bruk. I mange land er det arealkonfliktar og annan type motstand mot etablering av ny energiproduksjon og tilhøyrande infrastruktur. Kostnader knytte til energileveransar påverkar levestandarden og kostnadsnivået til innbyggarane og dermed konkurransekrafta til næringslivet. Fordi stabil tilgang på energi til ein overkommeleg pris er viktig for hushald og næringsliv, er omsynet til energisikkerheit noko alle land prioriterer.

Delmål 7.1) Innan 2030 sikre allmenn tilgang til pålitelege og moderne energitenester til ein overkommeleg pris

I Noreg er praktisk talt alle sikra tilgang til energi. Vi har ei høg elektrifiseringsgrad og god forsyningssikkerheit. Det gjer at kraft og tilgangen på elektrisitet er avgjerande for det norske samfunnet. Det norske energisystemet består av to hovuddelar. Kraftproduksjonen og tilhøyrande nett dekker innanlands etterspørsel etter kraft, medan petroleumsverksemda er eksportorientert og bidrar til å dekke verdas, og særleg Europas, behov for energi. SSBs tal for 2023 viser at det blei produsert 2 530 TWh primærenergi i Noreg dette året, medan forbruket var på 217 TWh. Vasskrafta står i dag for nesten 90 prosent av den norske kraftforsyninga. Totalt er om lag 98 prosent av kraftproduksjonen i Noreg fornybar. Den samla kraftproduksjonen i 2023 var ifølge NVE 154 TWh. Nettoeksporten av energi kjem i hovudsak frå petroleumsverksemda. I 2023 blei det produsert olje og gass tilsvarande over 2 300 TWh på norsk kontinentalsokkel. Nesten alt dette blir eksportert. Noreg er den største produsenten og den einaste nettoeksportøren av olje og gass i Vest-Europa.

Innanlands energiforsyning

Noreg har overskot av kraft i eit normalår. I åra framover er det forventa ein sterkare vekst i kraftbehovet, i takt med ei aukande elektrifisering av samfunnet, ny næringsverksemd med stort kraftbehov og vidare omlegging frå fossil energi til fornybar kraft. I NVEs rapport om den kortsiktige kraftbalansen i Noreg fram mot 2028 som blei lagd fram i juni 2024, er hovudkonklusjonen at kraftoverskotet i Noreg held fram dei neste fem åra. NVE peikar likevel på at sterk vekst i forbruket saman med svak vekst i produksjonen vil redusere kraftoverskotet fram mot 2028.

Energikommisjonen blei utnemnd i 2022 for å kartlegge energibehova og foreslå auka energiproduksjon, med mål om at Noreg framleis skal ha overskotsproduksjon av kraft, og at norske straumkundar framleis skal ha tilgang på rimeleg fornybar kraft. Kommisjonen overleverte rapporten sin, NOU 2023: 3 Mer av alt – raskere i februar 2023. Rapporten var på offentleg høyring fram til mai 2023. Regjeringa har allereie gjennomført fleire av tiltaka Energikommisjonen foreslo. Oppfølginga av kommisjonen er omtalt i kapittel 8 i del III av proposisjonen.

Også hydrogen kan få ei viss rolle å spele i energisystemet fram mot 2030, særleg som drivstoff i maritim sektor og i industrien. Olje- og energidepartementet fekk i mai 2023 ei heilskapleg utgreiing av verdikjeder for hydrogen, gjennomført av Oslo Economics, SINTEF og Greensight. Utgreiinga viser at etterspørselen etter hydrogen truleg vil vere avgrensa fram til 2030, men at han kan auke utover i 2030-åra.

Den globale verknaden av petroleumsverksemda

Petroleumssektoren bidrar til å dekke det globale behovet for stabile energileveransar, deriblant tilgangen på føreseieleg kraftproduksjon. Norsk petroleumsverksemd skjer med vesentleg lågare klimagassutslepp per produsert eining enn det som er gjennomsnittet for olje- og gassproduserande land, og utsleppa er vidare omfatta av det europeiske kvotesystemet. Produksjonen frå norske olje- og gassfelt er viktig for energisikkerheita og stabiliteten hos våre allierte. Sjølv om Storbritannia og EU har ambisjonar om å redusere gassforbruket, er Europas importbehov venta å bli høgt i lang tid framover, og gass er svært viktig i den europeiske energiforsyninga for å balansere marknaden og slik mogleggjere at auka uregulerbar kraftproduksjon kan erstatte tradisjonell grunnlast. Globalt er det venta at det framleis vil vere behov for betydelege nye investeringar også i tradisjonelle energikjelder framover. Dette gjeld sjølv om etterspørselen etter olje og gass sluttar å vekse eller går ned. Dersom investeringane blir lågare enn det er behov for, vil resultatet vere høgare priser og dårlegare energitilgang, særleg for dei fattige i verda. Regjeringa vil legge til rette for at norsk kontinentalsokkel framleis skal vere ein stabil og langsiktig leverandør av olje og gass produsert med låge utslepp til Europa og resten av verda.

Delmål 7.2) Innan 2030 auke prosentdelen fornybar energi i det samla energiforbruket i verda vesentleg

Vasskrafta står i dag for nesten 90 prosent av den norske kraftforsyninga, og potensialet for ny vasskraft er avgrensa. Totalt er om lag 98 prosent av kraftproduksjonen i Noreg fornybar. Sjølv om det største potensialet er realisert, vil vasskrafta framleis stå for størsteparten av den norske kraftforsyninga i tida framover.

Verneplanen for vassdrag ligg i hovudsak fast, og konsesjonsbehandling av vassdrag over 1 MW kan berre vurderst i tilfella der flaumdemping er formålet med ei eventuell utbygging, jf. Innst. 401 S (2015–2016) i samband med Stortingets behandling av Meld. St. 25 (2015–2016) Kraft til endring.

Dei siste åra er det særleg vindkraft på land som har bidratt med ny fornybar kraftproduksjon. Produksjon av vindkraft og annan fornybar energi er klimavennleg. Samtidig må utbygginga skje slik at ho ikkje gir uakseptable verknader for lokalsamfunn og viktige miljø- og samfunnsinteresser. Behandlinga av nye prosjekt skjer i tråd med vindkraftmeldinga, jf. Meld. St. 28 (2019–2020) og Innst. 101 S (2020–2021), og stortingsbehandlinga av denne. I juni 2023 slutta Stortinget seg til regjeringa sitt forslag om endringar i energilova og plan- og bygningslova knytte til vindkraft på land, jf. Prop. 111 L (2022–2023) og Innst. 101 S (2022–2023). Det skal framover finnast ei overordna kommunal områderegulering før det kan bli gitt konsesjon til vindkraft. Kravet om områderegulering skal gi betre lokal forankring og styrke kommunane si rolle i prosessen når det gjeld vindkraft på land.

Regjeringa vil legge til rette for at lokalsamfunn som stiller naturressursane sine til disposisjon for vindkraftutbygging, får meir igjen for det og blir sikra ein rettmessig del av verdiskapinga. Regjeringa vil også legge til rette for meir utbygging av solkraft og lokal energiproduksjon.

Regjeringa har ein ambisjon om å tildele areal tilsvarande 30 GW havvind innan 2040. Det svarer til om lag 75 prosent av kapasiteten i det norske kraftsystemet i dag. I 2024 blei den første auksjonen for prosjektområde for havvind på norsk kontinentalsokkel gjennomført, og området blei tildelt. Neste runde med utlysing av prosjektområde for havvind er planlagd i 2025. NVE har, saman med ei direktoratsgruppe, identifisert 20 område som kan eigne seg for havvind. Det er sett i gang strategiske konsekvensutgreiingar av områda før ei eventuell opning. Kva område som eventuelt blir opna og utvikla, vil avhenge av den strategiske konsekvensutgreiinga.

Delmål 7.3) Innan 2030 få forbetringa av energieffektivitet på verdsbasis til å gå dobbelt så fort.

I åra framover er bruken av elektrisitet i Noreg venta å auke i fleire sektorar og på nye område, særleg på grunn av elektrifisering av industri og transport og etablering av ny kraftkrevjande næringsverksemd. Energieffektivisering vil vere eit viktig bidrag til å redusere veksten i energiforbruket. Verknaden av energieffektivisering er ofte størst om vinteren, når behovet for kraft er størst og prisane er på sitt høgaste. Energieffektivisering og fleksibelt forbruk som reduserer forbrukstoppane for elektrisitet, kan over tid føre til lågare investeringsbehov i straumnettet og redusere behovet for andre tiltak for å sikre effektbalansen delar av året. Regjeringa har styrkt arbeidet med energieffektivisering betydeleg, og la hausten 2023 fram ein handlingsplan for energieffektivisering som set retninga for korleis myndigheiter og andre skal jobbe med energieffektivisering i tida som kjem. Handlingsplanen presenterer fleire verkemiddel som vil bidra til å utløyse meir energieffektivisering, inkludert særskilde krav og målretta informasjonstiltak. Status for oppfølginga av handlingsplanen er nærmare omtalt i kapittel 8 Regjeringa si oppfølging av Energikommisjonen og Straumprisutvalet med meir.

Delmål 7.a) Innan 2030 styrke det internasjonale samarbeidet for å lette tilgangen til forsking og teknologi på området rein energi, inkludert fornybar energi, energieffektivisering og avansert og reinare teknologi for fossilt brensel, og fremme investeringar i energiinfrastruktur og teknologi for rein energi

For at verda skal kunne nå klima- og berekraftsmåla, må den globale innsatsen styrkast og investeringane minst firedoblast fram mot 2030. Regjeringa støttar internasjonale initiativ som bidrar til varig energiomlegging og utfasing av kolkraft i utviklingsland. Noreg er partnar til større internasjonale program leia av G7-landa for rettferdig omstilling av energisektoren og utfasing av kolkraftverk i Indonesia og Vietnam. Statsministeren leiar alliansen Global Energy Alliance for People and Planet (GEAPP), som bidrar til å mobilisere privat og offentleg kapital til investeringar i fornybar energi i utviklingsland. Gjennom kjernestøtte til Verdsbanken og den afrikanske utviklingsbanken støttar Noreg opp om målet til bankane om å sikre 300 millionar menneske i Afrika tilgang til energi innan 2030.

Regjeringa vidareførte i 2023 støtta til garantiinstrument gjennom internasjonale organisasjonar (MIGA – Multilateral Investment Guarantee Agency og ATI – African Trade Insurance Agency). Kunnskapsprogrammet Energi for utvikling blei også lansert. Løyvinga til fornybar energi dekker tiltak som forbetrar investeringsklimaet, betrar energiforvaltninga i samarbeidslanda, bygger ut straumnettet, støttar lokale straumløysingar og bidrar til auka bruk av reine kokeomnar, til energieffektivisering og til å fase ut kol. Innsatsen er særleg retta mot partnarland i Afrika.

Gjennom EØS-midlane bidrar Noreg til å støtte målet om rein energi til EØS-landa. Støtta er primært retta mot fornybar energi, energieffektivisering og energisikkerheit.

Noreg deltar i ei rekke internasjonale samarbeidsforum for energiforsking og -innovasjon, for å utvikle og fremme bruken av nye og meir effektive klima- og miljøvennlege energiteknologiar. Samarbeidet på EU-arenaen er det klart viktigaste for norske forskingsaktørar og norsk næringsliv, men dei seinare åra har også Mission Innovation fått auka merksemd. Mission Innovation er eit globalt initiativ med 22 deltakande land pluss EU-kommisjonen som har som mål å få fart på offentleg og privat innovasjon innanfor rein energi, for å møte klimaendringar, gjere rein energi rimeleg for forbrukarar og skape grøne arbeidsplassar og kommersielle moglegheiter. Noreg ved Energidepartementet deltar i dei årlege ministermøta, medan Noregs forskingsråd og Gassnova bidrar aktivt i arbeidet innanfor dei prioriterte områda reint hydrogen, utsleppsfri maritim transport og karbonfjerning.

Delmål 7.b) Innan 2030 bygge ut infrastruktur og oppgradere teknologi for å tilby moderne og berekraftige energitenester til alle innbyggarar i utviklingsland, særleg i dei minst utvikla landa, små utviklingsøystatar og kystlause utviklingsland, i samsvar med dei respektive støtteprogramma i landa

Bistandsbudsjettet bidrar til auka utbygging av fornybar energi og betre tilgang til elektrisitet og reinare kokeløysingar. Om lag 700 millionar menneske manglar tilgang til elektrisitet, og 2,1 milliardar har ikkje tilgang til reine kokeløysingar. Utfordringane er størst i Afrika, der nesten 600 millionar menneske manglar tilgang til elektrisitet. Mindre enn éin prosent av dei globale energiinvesteringane skjer i dei minst utvikla landa.

Norfund, som er Noreg sitt hovudinstrument for utbygging av fornybar energi i utviklingsland, forplikta seg i 2023 til å investere 1,4 mrd. kroner i fornybar energi (innanfor utviklingsmandatet). Investeringane vil gi 0,56 GW i auka produksjonskapasitet. Klimainvesteringsfondet blei operativt i 2022. Norfund har gjennom dette forplikta 3,8 mrd. kroner til investeringar i prosjekt i særleg Sør-Afrika og India. For 2023 bidrog dei forplikta midlane frå Norfund til finansiering av 4,2 GW fornybar energi og til forventa unngåtte klimagassutslepp på 8,5 millionar tonn CO₂ ekvivalentar. Fondet får ein årleg kapitaltilførsel på 1 mrd. kroner frå statsbudsjettet og 1 mrd. kroner frå Norfund.

Mål 9: Bygge solid infrastruktur og fremme inkluderande og berekraftig industrialisering og innovasjon

Delmål 9.1 Utvikle påliteleg, berekraftig og solid infrastruktur av høg kvalitet, inkludert regional og grensekryssande infrastruktur, for å støtte økonomisk utvikling og livskvalitet med vekt på overkommeleg pris og likeverdig tilgang for alle

Gassco AS har eit mandat til å koordinere drift og vidareutvikling av gasstransportsystemet med mål om å oppnå heilskaplege løysingar. I rolla som systemoperatør bidrar dei også til å utvikle ein sikker, påliteleg og berekraftig infrastruktur av høg kvalitet. Framtidig utnytting og utvikling av eksisterande gassinfrastruktur vil ha samfunnsøkonomisk og miljømessig effekt.

Å førebu gassinfrastrukturen for framtida i eit langsiktig perspektiv har vore eit prioritert analyseområde for Gassco AS sidan 2021. Arbeidet har vist at gassinfrastrukturen er fleksibel og tilpassingsdyktig, og at systemet kan nyttast til alternativ bruk, for eksempel transport av hydrogen og CO₂.

Regjeringa si satsing på CO₂-handtering gjennom mellom anna demonstrasjonsprosjektet Langskip har bidratt til å bygge opp ei verdikjede for fangst, transport og lagring av CO₂ for norske og utanlandske aktørar. Infrastruktur som transport, mellomlagring og permanent lagring av CO₂ er nødvendig for å avkarbonisere industri i sektorar der det er spesielt krevjande å redusere utslepp. I tråd med mandatet til regjeringa har Energidepartementet, i samråd med Klima- og miljødepartementet, jobba med å forhandle fram avtalar om eksport og import av CO₂ for permanent lagring. I 2024 har Energidepartementet signert intensjonsavtalar med Nederland, Danmark, Belgia og Sverige. Desse er dei første av sitt slag i Europa og vil mogleggjere grensekryssande CO₂-handteringsprosjekt som bidrar til å fremme berekraftige løysingar for industrien.

Tilgang til straum er ein viktig faktor i næringsutvikling. Både nettselskapa og energimyndigheitene opplever stor pågang frå aktørar som ønsker å bli knytte til straumnettet. I dag er det mange aktørar som må vente i kø. Regjeringa har derfor tatt grep for raskare nettutbygging og meir effektiv bruk av det eksisterande nettet. Både NVE og Energidepartementet har fått tildelt midlar til å auke behandlingskapasiteten i konsesjonssaker. I tillegg har NVE fått meir midlar til digitalisering av nettplanlegging og konsesjonsbehandling. NVE er også bedt om å forenkle behandlinga av nettsaker ytterlegare, mellom anna ved å vidareutvikle eit hurtigspor for små og/eller enkle saker.

I tillegg har regjeringa lansert ein handlingsplan for raskare nettutbygging og meir effektiv bruk av nettet. I handlingsplanen varslar regjeringa fleire forskriftsendringar som skal bidra til ein meir effektiv tilknytingsprosess. Energidepartementet har gitt Reguleringsmyndigheita for energi i oppdrag å utarbeide forslag til forskriftsendringar.

Mål 11: Berekraftige byar og lokalsamfunn

Delmål 11.3) Innan 2030 styrke inkluderande og berekraftig urbanisering og moglegheitene for ei deltakande, integrert og berekraftig samfunnsplanlegging og forvaltning

NVE bidrar til å gjere byar og lokalsamfunn trygge, robuste og berekraftige gjennom å bistå med førebygging mot skadar frå flaum, skred og overvatn. I Noreg er det blitt bygd i område der det er fare for flaum og skred, i ei tid da det ikkje blei stilt strenge krav til sikkerheit ved nybygging. NVE bidrar til å nå målet om berekraftige byar og lokalsamfunn gjennom arbeidet med kartlegging, sikring, arealplanbehandling og overvaking og varsling av naturfare. Klimaet er i endring, og meir ekstremvêr kan føre til meir overvatn og fleire og større flaum- og skredhendingar. Eit auka press på areal for utbygging vil auke behovet for kunnskap, rettleiing, overvaking og sikring.

Mål 12: Sikre berekraftige forbruks- og produksjonsmønster

Delmål 12.2) Innan 2030 oppnå berekraftig forvaltning og effektiv bruk av naturressursar

Auka og meir effektiv bruk av fornybare ressursar innanfor berekraftige rammer er sentralt for grøn omstilling. Noreg har rikeleg tilgang på fornybare ressursar og ein industri- og kompetansebase som er godt eigna til å utnytte dette potensialet. Ein berekraftig bruk av norske naturressursar er avgjerande for å legge til rette for framtidig verdiskaping, arbeidsplassar og busetnad over heile landet. Samtidig som det trengst areal for å dekke etterspørselen etter fornybar kraft, er endra arealbruk den faktoren som har størst negativ påverknad på natur i Noreg i dag. Klima og natur må sjåast i samanheng, slik at vi ikkje lèt viktige natur- og økosystem gå tapt for å nå klimamål. Omsynet til jordvern må også varetakast. Å oppretthalde natur kan vere eit viktig klimatiltak som gjer oss meir robuste mot klimaendringar. Avgjerder om endra arealbruk må ta omsyn til slike konsekvensar for miljø og lokalsamfunn og basere seg på heilskaplege avvegingar som sikrar at utbygging av fornybar energi blir gjennomført på ein berekraftig måte.

Mål 13: Stoppe klimaendringane

Klima- og miljøpolitikken til regjeringa bygger på at alle samfunnssektorar har eit sjølvstendig ansvar for å legge miljøomsyn til grunn for aktivitetane sine og for å medverke til å nå dei nasjonale klima- og miljømåla. Fagproposisjonen frå Klima- og miljødepartementet inneheld ein samla omtale av klima- og miljørelevante saker.

Omsynet til miljø og berekraftig utvikling er ein integrert del av den norske petroleumsverksemda og kraftproduksjonen. Regjeringa vil at Noreg skal vere ein føregangsnasjon innanfor miljøvennleg energibruk og produksjon av fornybar energi. Regjeringa vil fremme ein effektiv, klima- og miljøvennleg og sikker energiproduksjon og sikre ei berekraftig forvaltning av naturen.

Delmål 13.1) Styrke evna til å stå imot og tilpasse seg klimarelaterte farar og naturkatastrofar i alle land

Departementet har gjennomgått rammene for førebygging av flaum- og skredskadar i samband med at regjeringa la fram for Stortinget ei ny melding om flaum og skred våren 2024.

Nasjonalt bidrar NVE til å styrke evna til å stå imot og tilpasse seg klimarelaterte farar og naturkatastrofar gjennom arbeidet med kunnskapsbygging, kartlegging, sikring, arealplanbehandling og overvaking av naturfare. Eit av hovudmåla til NVE er å betre evna til å handtere flaum og skred.

NVE bidrar til å skaffe fram ny kunnskap om klimasystemet og effektar av klimaendringar på hydrologi, kryosfære og naturfare gjennom nasjonale og internasjonale FoU-prosjekt.

Statnett skal sørge for sikker drift og effektiv kraftforsyning, uansett vêr. Statnett arbeider målretta med å auke kunnskapen om klimabelastning og klimaendringar og med å utvikle metodar og teknologi for å bygge pålitelege anlegg i straumforsyninga.

Delmål 13.2) Innarbeide tiltak mot klimaendringar i politikk, strategiar og planlegging på nasjonalt nivå

CO₂-handtering

Regjeringa si satsing på fangst, transport og lagring av CO₂ er eit klimatiltak som vil redusere klimagassutslepp og utvikle teknologi for CO₂-handtering.

Regjeringa har sett i gang Langskip, eit prosjekt for å fange, transportere og lagre CO₂. Gjennom Langskip-prosjektet bidrar Noreg til å utvikle CO₂-handtering som eit effektivt klimatiltak og til teknologiutvikling i eit internasjonalt perspektiv.

På vegner av staten fremmer Gassnova teknologiutvikling, kompetansebygging og kostnadseffektive løysingar for CO₂-handtering – nasjonalt og internasjonalt.

SF₆ i kraftbransjen

Ei stor klimautfordring i kraftbransjen er bruken av den potente klimagassen SF₆, som blir brukt som isolasjons- og sløkkemiddel i kapslande anlegg (GIS-anlegg) og i andre komponentar som for eksempel effektbrytarar. Statnett er svært opptatt av å redusere lekkasje av SF₆-gass frå anlegga sine og har sett i verk fleire tiltak. Tiltaka dreier seg både om forbetring av vedlikehaldsrutinar og teknologikvalifisering av alternative gassar. Statnett har mål om å redusere bruken av SF₆-gass og SF₆-utslepp, for å bli heilt SF6-frie innan 2050. I 2023 var Statnetts utslepp av SF₆-gass 5 922 tonn CO₂-ekvivalentar, ned frå 7 081 tonn CO₂-ekvivalentar i 2022.

Mål 15: Verne, tilbakeføre og fremme berekraftig bruk av økosystem, sikre berekraftig skogforvaltning, motverke ørkenspreiing, stanse og reversere landforringing og stanse tap av artsmangfald

Delmål 15.1) Innan 2020 bevare og rette opp berekraftig bruk av ferskvassbaserte økosystem og tenester som nyttar seg av desse økosystema, på land og i innlandsområde, særleg skogar, våtmarker, fjell og tørre område

Regjeringa legg i dei regionale vassforvaltningsplanane til rette for å verne om og bruke elver, innsjøar, grunnvatn og kystvatn på ein berekraftig måte. Samordninga mellom ulike sektormyndigheiter og myndigheitsnivå i vassplanarbeidet sikrar ei felles forståing av tilstanden til og påverknaden på vassmiljøet og av rammer for miljømål, prioriteringar og tiltaksbehov. Planane tar vare på vassmiljøet si evne til å levere økosystemtenester som reint drikkevatn, god kvalitet på badevatn, trygg sjømat, fiske, rekreasjon og turisme, samtidig som ein sikrar det langsiktige grunnlaget for verdiskaping og næringsutvikling. Robuste vassøkosystem kan også dempe effekten av klimaendringane for eksempel i form av flaumdemping, overvasshandtering og vassreinsing. Regjeringa arbeider med å styrke norsk vassforvaltning gjennom ein samordna innsats mellom involverte sektorar for å følge opp tiltak i vassforvaltningsplanane.

Delmål 15.5) Sette i verk omgåande og omfattande tiltak for å redusere øydelegginga av habitat, stanse tap av biologisk mangfald og innan 2020 verne trua artar og hindre at dei døyr ut

Arealendringar er den største trusselen mot naturmangfaldet. Utbygging og drift av produksjonsanlegg med tilhøyrande infrastruktur påverkar det biologiske mangfaldet gjennom fragmentering og degradering av leveområdet til artane. I konsesjonsprosessane gjer ein aktive arealval for å unngå dei mest sårbare naturområda. Konsesjonane som blir gitt i dag, inneheld krav om fleire avbøtande tiltak for miljøet, for eksempel slepp av minstevassføring for vasskraftanlegg. Vidare får eksisterande vasskraftanlegg oppjusterte miljøvilkår i tråd med ny kunnskap. I tillegg jobbar regjeringa aktivt med å forbetre kunnskapsgrunnlaget for konsesjonsbehandlinga.

Statnett arbeider aktivt for å redusere negativ påverknad frå naturinngrep. Fram mot 2030 vil Statnett legge til rette for naturmangfald i og rundt anlegga sine, og dette skal vere ein integrert del av planlegginga og drifta av anlegga. Statnett tar omsyn til naturtypar og artar ved planlegging og val av løysingar og under bygging og drift av anlegg. Der ein ikkje kan unngå å påverke naturmangfaldet, blir det sett inn tiltak for å avgrense eller avdempe verknader frå anleggsverksemda.

Som ein del av opningsprosessen, ein heilskapleg plan for naturkartlegging og mellom anna førebuing til havvindutlysinga i 2025 har Energidepartementet sett i gang feltundersøkingar som aukar kunnskapen om naturmangfald og miljø i dei områda som er aktuelle for utlysing i 2025. Undersøkingane vil dekke naturmangfald over vatn, på sjøbotnen og i havkolonnen.

7 Sikkerheits- og beredskapsarbeid

Energidepartementet (ED) har ansvar for eigen beredskap og skal vere klar til å delta i ei sentral handtering ved nasjonale kriser. I Instruks for departementenes arbeid med samfunnssikkerhet (samfunnssikkerheitsinstruksen) er det stilt krav til arbeidet med samfunnssikkerheit og beredskap i departementa.

Departementet skal gjennom eit godt beredskapsplanverk, robust organisering og hyppige og relevante øvingar vere førebudd på å møte ulike typar kriser, både kriser i eigen sektor og kriser som gjeld departementet sjølv.

Departementet har det overordna ansvaret for den kritiske samfunnsfunksjonen kraftforsyning, og ansvar og oppgåver knytte til å førebygge skade som følge av dambrot, flaum og skred.

Vidare har departementet beredskap og sikring etter petroleumslova og når det gjeld transport og lagring av CO₂ på kontinentalsokkelen. Departementet har også forvaltningsansvaret for sikkerheit og beredskap etter havenergilova og havbotnminerallova.

ED har identifisert desse grunnleggande nasjonale funksjonane (GNF) innanfor sitt sektoransvar:

• GNF 1: den nasjonale kraftforsyninga, som representerer ein samla nasjonal funksjon og er å forstå som kraftsystemet på nasjonalt nivå

• GNF 2: Energidepartementets verksemd, handlefridom og avgjerdsdyktigheit, som omfattar departementets rolle som fagleg sekretariat for politisk leiing, utøving av myndigheit og styring og oppfølging av underliggande verksemder

• GNF 3: kontroll med utvinning av petroleum på norsk sokkel

• GNF 4: transport av gass i røyr til Europa

Noregs vassdrags- og energidirektorat (NVE) er etter sikkerheitslova peika ut som sektortilsyn for kraftsektoren. Havindustritilsynet (Havtil) er etter sikkerheitslova peika ut som sektortilsyn for petroleumsverksemda.

7.1 Ei sikker kraftforsyning

Målet om ei sikker kraftforsyning dreier seg om å oppretthalde og betre forsyningssikkerheita, minimere konsekvensane av avbrot og gjenopprette forsyninga på ein effektiv måte. Kraftforsyninga er rekna som ein sentral del av Noregs kritiske infrastruktur. Tilgang på elektrisk kraft blir stadig viktigare for å kunne oppretthalde normal aktivitet i samfunnet. Stabil og sikker elektrisitetsforsyning er også av stor verdi når det gjeld å sikre kritiske samfunnsfunksjonar i krisesituasjonar og å oppretthalde forsvarsevna under beredskap og i krig.

Det operative ansvaret for kraftforsyningsberedskapen er delegert til NVE, som er beredskapsmyndigheit etter energilova kapittel 9. NVE leiar Kraftforsyningas beredskapsorganisasjon (KBO), der einingane i kraftforsyninga deltar. Grunnivået for fysisk, logisk og digital sikring i kraftforsyninga er gitt av kraftbereskapsforskrifta. NVE fører tilsyn, gir rettleiing og driv regelverksutvikling. Dette er viktige verkemiddel for å førebygge og handtere uønskte hendingar. NVE kan også, med heimel i sektorregelverket, pålegge KBO å iverksette ytterlegare tiltak gjennom enkeltvedtak for å beskytte kraftforsyninga.

Arbeid med sikkerheit og beredskap i kraftforsyninga er viktig også som følge av den sikkerheitspolitiske situasjonen og klimaendringar. Meir elektrifisering, ikkje-regulerbar produksjon og meir bruk av digital teknologi gjer at sårbarheita endrar seg. I 2023 reviderte NVE risiko- og sårbarheitsanalysen for kraftforsyninga (KraftROS), som inneheld særleg alvorlege scenario for kraftforsyninga. Saman med anna rapportering når det gjeld samfunnssikkerheit, gir KraftROS energimyndigheitene eit grunnlag for å vurdere behovet for nye tiltak.

Som følge av krigen i Ukraina har NVE vore på beredskapsnivået «auka aktsemd» sidan 2022. NVE har oppgradert oversikta over kva kraftforsyningsobjekt det er viktigast å verne, og innført tiltak med heimel i sektorregelverket for å betre evna til å oppdage mistenkeleg aktivitet, både fysisk og logisk. NVE har vidare bedt enkelte KBO-einingar om å gå gjennom reparasjonsberedskapen sin og vurdere på nytt gjenopprettingstider ved ulike scenario. For å sikre at sektorregelverket i større grad varetar sikkerheitsperspektivet, vil NVE få i oppdrag frå departementet å sjå på korleis kraftberedskapsforskrifta kan vidareutviklast og tilpassast.

Ein kan aldri garantere at det ikkje vil førekomme straumavbrot, og dette må ein ta høgde for i samfunnsplanlegginga. Aktørar som er heilt avhengige av ei straumforsyning utan avbrot, må sjølve sørge for beredskap gjennom naudstraumaggregat eller andre løysingar. Dette gjeld særskilt verksemder som er underlagde sikkerheitslova, og som er kritisk avhengige av straum.

7.2 Skred og vassdrag

Gjennomføringa av statlege oppgåver med å førebygge skade som følge av dambrot, flaum og skred er delegert til NVE.

NVE har ansvar for å sjå til at tiltakshavarar planlegg, bygger og driv vassdragsanlegg slik at sikkerheita for menneske, miljø og eigedom blir varetatt, og at det blir utarbeidd beredskapsplanar for å handtere større hendingar. NVE kan gi pålegg til eigarar av vassdragsanlegg om å gjennomføre tiltak for å avgrense skadar. NVE kan også sjølv sette i verk tiltak når det er særskild fare for alvorleg skade.

NVE bistår og rettleiar kommunane i å førebygge skadar frå flaum og skred. Oppgåvene inneber å kartlegge og informere om fareområde, gi faglege råd og retningslinjer for kommunal arealplanlegging og fagleg og økonomisk hjelp til planlegging og gjennomføring av sikringstiltak, og overvake og varsle om flaum- og skredfare. I tillegg kan NVE gi kommunar, politi, redningstenesta og andre beredskapsmyndigheiter fagleg og praktisk bistand i samband med større og alvorlege krisehendingar, særleg knytte til hendingar som gjeld busetnad.

7.3 Petroleumsverksemda

Det er ei prioritert oppgåve for regjeringa å vareta samfunnssikkerheit og nasjonal sikkerheit på kontinentalsokkelen og over dei siste åra har staten satt i verk tiltak. Samarbeidet mellom næringa og relevante myndigheiter er blitt styrkt, det er lagt til rette for ei forbetra samhandling mellom myndigheiter nasjonalt, og Noreg har opprettholdt eit godt samarbeid med andre land.

Det er aktørane i næringa som er ansvarlege for at verksemda er forsvarleg og i tråd med regelverket. Rettshavarar og andre som deltar i petroleumsverksemda, skal til kvar tid oppretthalde ein effektiv beredskap med sikte på å møte fare- og ulykkessituasjonar som kan føre til tap av menneskeliv eller personskade, forureining eller stor materiell skade. Rettshavarane skal også sette i verk og oppretthalde sikringstiltak for å bidra til å hindre bevisste anslag mot innretningar og ha beredskapsplanar for slike anslag.

Havindustritilsynet har ansvaret for å følge opp og vareta samfunnssikkerheit, sikring og beredskap innanfor myndigheitsområdet sitt. Havindustritilsynet fører mellom anna tilsyn med at aktørane i petroleumsverksemda tar ansvar for å førebygge og handtere risiko og sikkerheitskritiske forhold som påverkar sikkerheit, storulykkerisiko og sikring i petroleumsverksemda på norsk sokkel og ved dei tilknytte landanlegga. Tilsynet gir aktørane rettleiing og informasjon og fører tilsyn med at dei tar ansvar i tråd med regelverket.

Petroleumsregelverket stiller strenge krav til innsatsen hos dei enkelte selskapa. Styring av storulykkerisiko skal vere ein integrert del av aktiviteten til selskapa. Petroleumslova pålegg rettshavarane og operatørane i petroleumsverksemda eit sjølvstendig ansvar for beredskap mot fare- og ulykkessituasjonar. Dette inneber også å sjå til at underentreprenørar mv. oppfyller krava til beredskaps- og sikkerheitstiltak. Operatøren har også ansvar for å rapportere om uønskte hendingar til Havindustritilsynet og andre involverte etatar. Havindustritilsynet har ei døgnkontinuerleg beredskapsvaktordning for mottak, vidarevarsling og oppfølging av fare- og ulykkeshendingar. Om nødvendig kan Havindustritilsynet nytte tilsynsverkemidla sine også ved beredskapshendingar, og tilsynet har fått delegert myndigheit til å opprette mellombelse utestengings- og fareområde dersom det er påkravd for å hindre eller redusere skadeverknadene. Havindustritilsynet varslar vidare til og har dialog med andre myndigheiter og sikrar effektiv oppfølging av eige ansvarsområde i krisesituasjonar.

Energidepartementet har identifisert kontroll med utvinning av petroleum på norsk sokkel og transport av gass i røyr til Europa som GNF-ar i petroleumssektoren. Departementet har identifisert verksemder av avgjerande betydning for GNF-ane, og underlagd dei sikkerheitslova. Verksemdene som er underlagd sikkerheitslova har gjennomført omfattande skadevurderingar for si verksemd. Departementet har på bakgrunn av dette arbeidet fatta vedtak om utpeiking og klassifisering av skjermingsverdige objekta og infrastruktur i tråd med sikkerheitslova. For å vareta formålet med sikkerheitslova vil GNF-prosessen vere ein kontinuerleg prosess, og departementet arbeider vidare med å implementere lova i sektoren. Havindustritilsynet er etter sikkerheitslova peika ut som sektortilsyn for petroleumsverksemda.

Som del av oppfølginga etter at Noreg i april 2024 underteikna felleserklæringa om samarbeid for å beskytte undersjøisk infrastruktur, fekk Havindustritilsynet i juni 2024 i oppdrag å forvalte rolla som det sentrale nasjonale kontaktpunktet for utveksling av informasjon om hendingar knytte til undersjøisk infrastruktur i Nordsjøen. Noreg vil med dette kunne utveksle aktuell informasjon med Belgia, Nederland, Tyskland, Storbritannia og Danmark. Havindustritilsynet samarbeider med NVE og Nasjonal kommunikasjonsmyndigheit (Nkom) når det gjeld oppfølginga av kraft- og fiberkablar, og har kontakt med andre nasjonale myndigheiter etter behov.

8 Regjeringa si oppfølging av Energikommisjonen og Straumprisutvalet med meir

8.1 Innleiing

Regjeringa har som mål at tilgang på rein og rimeleg kraft skal vere eit fortrinn for norsk industri og bidra til verdiskaping og sysselsetting i heile landet.

Kraftforsyninga skal utviklast på ein måte som gir rom for at den fossile energibruken kan halde fram med å gå ned og verdiskapinga kan halde fram med å auke i åra som kjem. Samtidig tyder prognosar for kraftsystemet framover på at forbruksveksten kjem til å vere større enn tilgangen på ny produksjon fram til 2030. Dagens kraftoverskot vil minke, og kraftsystemet kan bli meir sårbart for variasjonar i vêrforhold.

Dei siste tre åra har kraftsituasjonen også bore preg av store endringar og mykje uro i energimarknadene, i kjølvatnet av Russlands angrepskrig i Ukraina. Frå hausten 2020 til hausten og vinteren 2022/2023 gjekk vi frå det eine ytterpunktet til det andre – ein gjennomsnittleg kraftpris som på landsbasis i veke 50 i 2020 var på 20 øre per kWh, til nesten 3 kroner per kWh i tilsvarande veke i 2022. I tida etter dette har kraftprisane gradvis gått ned til meir normale nivå, men med tidvis store variasjonar i ulike delar av landet og i ulike periodar.

Evna til å nå mål i energi-, nærings- og klimapolitikken i åra framover vil avhenge stadig meir av om vi greier å vareta kraft- og effektbalansen innanlands og halde oppe ein stabil tilgang på kraft i møte med store endringar. I kva grad vi lykkast med dette, vil også ha betydning for utviklinga i norske kraftprisar. Dei siste åra har regjeringa derfor fått gjennomført to store utgreiingar som omhandlar dei viktigaste utfordringane for det norske kraftsystemet.

Energikommisjonens NOU 2023: 3 Mer av alt – raskere og Straumprisutvalets rapport Balansekunst, og høyringa av rapportane frå utvala, har bidratt til å styrke kunnskapsgrunnlaget om samanhengane og utfordringane i kraftsystemet framover. Utvala har gitt viktige innspel til arbeidet regjeringa gjer med å styrke kraftsystemet og sikre meir føreseielege straumprisar. Regjeringa har i denne perioden også fått NOU 2022: 6 Nett i tide – om utvikling av strømnettet frå Straumnettutvalet, som greidde ut fleire spørsmål om den framtidige utviklinga av straumnettet.

Utgreiingane frå utvala må sjåast i samanheng.

Regjeringa har følgt opp dei ulike utgreiingane med ei rekke tiltak som skal bidra til meir føreseielege straumprisar, styrke den norske kraftbalansen og sikre at vi også i framtida har eit kraftsystem som kan møte forbruket i periodar med høg belastning, jf. kapittel 8.4. Dette kan ikkje løysast med enkelttiltak, men krev langsiktig innsats på fleire område. Politikken til regjeringa tar utgangspunkt i at det skal satsast på både vasskraft, solkraft, vindkraft på land og til havs, og ein meir ambisiøs politikk for energieffektivisering. Samtidig skal kraftsystemet styrkast gjennom auka overføringskapasitet i straumnettet og arbeid med å auke tilgangen på fleksibilitet. Det er nødvendig å vidareføre innsatsen for å halde nede totalkostnadene til utvikling og drift av kraftsystemet. Trass i store utfordringar viser dei siste åra også positive utviklingstrekk. Som følge av satsinga har kapasiteten til å behandle søknader om produksjon og nett auka mykje. Interessa for og tilfanget av nye produksjonssaker i NVE er aukande, og store volum med nytt og auka forbruk har fått reservere kapasitet i nettet. Sjølv om det er venta ein sterk forbruksvekst i åra framover, tyder dei kortsiktige analysane til NVE på at det norske kraftoverskotet vil vare ved dei neste fem åra. Forbruksveksten er ikkje like høg som tidlegare forventa, og kraftprisane kan bli lågare enn anslått.

I tida framover vil kraftsystemet i Noreg og landa rundt oss gå gjennom store endringar. Det krev eit godt analysegrunnlag, slik også Energikommisjonen og Straumprisutvalet peika på. Energidepartementet har derfor gitt NVE i oppdrag å utarbeide ei årleg vurdering av tilstanden i kraftsystemet og å gjennomføre regelmessige scenarioanalysar av korleis ulike mål i energi-, nærings- og klimapolitikken påverkar utviklinga i kraftbalansen og -prisane fram i tid. Kapittel 8.5 inneheld ein gjennomgang av kraftsituasjon, mellom anna basert på arbeidet til NVE.

8.2 Straumprisutvalet – Balansekunst

8.2.1 Innhald og anbefalingar i utgreiinga

Frå andre halvår 2021, gjennom 2022 og inn i 2023 oppstod det ein ny situasjon i kraftmarknaden med ein uventa og drastisk auke i dei europeiske og norske kraftprisane. Den viktigaste forklaringa var Russlands bruk av energi for å ramme Europa økonomisk, i kombinasjon med ei rask og omfattande omstilling frå fossil til fornybar energi i Europa. Dei høge kraftprisane førte til store kostnadsaukar for forbrukarar og utløyste ein debatt om kor godt eigna den eksisterande kraftmarknaden var til å handtere den nye situasjonen.

For å få vurdert dagens system for å fastsette straumprisen sette regjeringa ned Straumprisutvalet 15. februar 2023. Utvalet skulle vurdere kva tiltak på kort og lang sikt som kunne sikre straumforbrukarar lågare og meir føreseielege prisar, innanfor handlingsrommet i EØS-avtalen. Utvalet leverte rapporten sin, Balansekunst, 12. oktober 2023.

Utvalet gjekk gjennom og vurderte ei rekke tiltak som var blitt foreslått frå ulike hald som moglege tiltak for å redusere straumprisane. I alt vurderte dei over femti tiltak for å skjerme straumkundane frå prisstigningar – frå større omleggingar av kraftmarknaden til ulike variantar av støtteordningar.

Den overordna vurderinga frå utvalet var at dagens marknadsbaserte, desentraliserte engrosmarknader for kraft bør bestå. I eit kraftsystem med eit stadig større innslag av uregulerbar og vêravhengig kraftproduksjon blir prissignala stadig viktigare ved at det i større grad er forbruket som må tilpassast produksjonen. Prissignala bidrar i tillegg til best mogleg ressursutnytting i kraftmarknaden og over tid dermed til lågare straumprisar for samfunnet samla sett. Utvalet vurderte at alternativ til dagens modell ikkje ser ut til å gi betre ressursutnytting eller større samfunnsøkonomisk overskot.

Vidare viser vurderingane frå utvalet at alle tiltak som har vesentleg prisdempande effekt, og som i tillegg kan gjennomførast på kort sikt, må avvegast mot konsekvensane og kostnadene andre stader i marknaden og for samfunnet elles.

Utvalet fann at det viktigaste tiltaket for konkurransedyktige og stabile prisar er å sikre ein positiv kraftbalanse, det vil seie at Noreg bevarer eit kraftoverskot i år med normale vêrforhold.

Utvalet fann likevel at det er rom for enkelte forbetringar i kraftmarknaden som kan bidra til meir stabile og føreseielege prisar for sluttbrukarar, for eksempel å sørge for betre prissikringsmoglegheiter for sluttbrukarar, å betre likviditeten i terminmarknadene eller å sørge for betre informasjon i sluttbrukarmarknaden.

I utgreiinga si har utvalet også vurdert tiltak som regulering av kraftprisar, regulering av utvekslingskapasitet og eksportrestriksjonar, regulering av magasindisponeringa til produsentane og bruken deira av energiopsjonar og -garantiar. Utvalet vurderer at dette er tiltak med større ulemper enn fordelar, og at det derfor ikkje er noko ein bør gå vidare med.

Dersom det skal settast inn tiltak med mål om å påverke kraftprisen direkte, meiner utvalet at det må gjerast i sluttbrukarmarknaden, men dei viser til at støttetiltak i sluttbrukarmarknaden også har kostnader for straumkundane.

8.2.2 Gjennomgang av høyringa

Rapporten frå Straumprisutvalet blei send på høyring idet han blei lagd fram 12. oktober 2023, og høyringsfristen var 15. desember. Energidepartementet fekk inn 146 høyringsinnspel – 24 frå privatpersonar og 41 frå kommunar og fylkeskommunar.

Hovudinntrykket frå høyringa var at majoriteten meinte at rapporten beskreiv kraftsystemet grundig og godt. Mange høyringsfråsegner støtta vurderinga frå utvalet om at det viktigaste tiltaket for å sikre låge og meir føreseielege straumprisar er å sørge for eit norsk kraftoverskot, i tillegg til betre utnytting og utbygging av straumnettet. Høyringa viste også at det er stor einigheit om at det er viktig å satse på energieffektivisering.

I det store og heile var bransjeorganisasjonar, tilsynsmakter og industri- og næringskundar einige i vurderinga frå utvalet om at dagens organisering av engrosmarknaden er den mest effektive løysinga for kraftmarknaden. Høyringsinnspela som var negative til dagens marknadsorganisering, kom hovudsakleg frå privatpersonar og enkelte interesseorganisasjonar.

Fleire av høyringsinnspela inneheldt forslag til tiltak, knytte til både engrosmarknaden, den finansielle kraftmarknaden og sluttbrukarmarknaden. Fleire peika mellom anna på behovet for tiltak i sluttbrukarmarknaden, med forslag som for eksempel standardavtalar på kraft eller innføring av ein statleg aktør i leverandørleddet.

Fleire aktørar støtta forslaget frå utvalet om å sørge for nødvendig beredskap til eventuelle nye straumpriskriser, men utan å gjere straumstønadsordninga permanent. Desse aktørane viste til at det er viktig å behalde insentiv til fleksibilitet og til inngåing av fastprisavtalar, og at kundar med fastpris kan tene på å bruke straum i enkelte timar.

8.3 Energikommisjonen – Mer av alt – raskere

8.3.1 Innhald og anbefalingar i utgreiinga

Energikommisjonen blei utnemnd i februar 2022 for å kartlegge energibehova og foreslå auka energiproduksjon, med mål om at Noreg framleis skal ha overskotsproduksjon av kraft, og at norske straumkundar framleis skal ha rikeleg tilgang på fornybar kraft. Kommisjonen leverte NOU 2023: 3 Mer av alt – raskere 1. februar 2023. Utgreiinga var på høyring til mai same år.

Hovudvurderinga til kommisjonen var at det er behov for ei stor satsing på kraftproduksjon, nettutvikling og energieffektivisering. Fleirtalet foreslo at Noreg bør ha eit mål om å bygge ut 40 TWh ny fornybar kraftproduksjon og realisere 20 TWh energieffektivisering innan 2030.

For å nå desse måla foreslo kommisjonen tiltak på fire hovudområde:

• tiltak for ein meir effektiv og fleksibel energibruk

• tiltak for fjernvarme, bioenergi og varmepumper

• tiltak for større kraftproduksjon

• tiltak for raskare og betre saksgang

I tillegg foreslo kommisjonen enkelte tiltak for auka nettkapasitet, og viste i stor grad til Straumnettutvalet.

Energikommisjonen peika på at det må arbeidast med enkelte grunnleggande problemstillingar for å realisere tiltaka. Kommisjonen la til grunn at den gjeldande rolledelinga i norsk kraftsektor med eit marknadsbasert system under sterk statleg styring bør haldast oppe, og dessutan at det er behov for å tilpasse politikk og reguleringar til ein ny situasjon for å få fart på utbygginga av fornybar kraftproduksjon. I tillegg trekte kommisjonen fram problemstillingar knytte til utanlandshandel, mot det bakteppet at denne bør halde fram, men at Noregs interesser må sikrast. Ved konsesjonsbehandling og fornying av eksisterande konsesjonar må det gjerast grundige vurderingar av fordelar og ulemper ved kvart enkelt samband. Kommisjonen meinte vidare at den lokale aksepten for fornybar kraftutbygging må forbetrast gjennom at vertskommunane får økonomiske insentiv.

Kommisjonen gav også anbefalingar som i større grad var knytte til den gjeldande kraftsituasjonen, marknadsorganisering, kraftutveksling og høge straumprisar. Mellom anna peika kommisjonen på at det bør utviklast regelverk som sikrar at magasina blir disponerte slik at ein er sikra tilstrekkeleg energi- og effektbalanse i år med lågt tilsig, at det må lagast løpande prognosar for utviklinga i forsyningssikkerheita, og at ein jamleg bør stressteste moglege ekstreme utfall.

8.3.2 Gjennomgang av høyringa

Departementet fekk inn over 300 høyringsinnspel til rapporten frå Energikommisjonen, og kommunar og offentlege aktørar stod for fleirtalet av innspela. I det store og heile speglar høyringsinnspela dei viktigaste interessemotsetningane i energipolitikken, for eksempel når det gjeld motsetningar mellom klimatiltak og omsynet til natur, og mellom ulike kraftteknologiar.

Korleis høyringsinstansane vurderer behovet for ny kraft, varierer. Der enkelte rosar Energikommisjonen for ambisjonsnivået og talfestinga av dette, meiner andre at anslaget er altfor høgt, og at ein heller bør rette merksemda mot lågare og meir effektivt energiforbruk. Tiltak for ein meir effektiv og fleksibel energibruk fekk større støtte. Forslaget om ein handlingsplan for energieffektivisering blei derfor støtta av mange.

Det var større sprik i synspunkta på tiltaka Energikommisjonen fremma for auka kraftproduksjon, særleg knytte til ulike produksjonsteknologiar. Om vindkraft på land spriker synspunkta frå at det blir frårådd, til at det vil vere heilt nødvendig. Det var vidare fleire som anbefalte ei trinnvis, føreseieleg utlysing med faste mellomrom for havvind, og nokre meinte ambisjonane burde hevast ytterlegare. Mange peika på at vassdragsvernet må ligge fast, og at det er uklokt å avvise kjernekraft i Noreg. Fleire var positive til oppgraderingar av eksisterande vasskraftverk, solkraft på bygg og vidare utgreiing av nærvind. I det store og heile ser ein også at høyringsinstansar som støttar eit høgt ambisjonsnivå og auka utbyggingstakt, også støttar tiltak for raskare og betre saksgang. Andre peikar på at raskare saksgang ikkje må svekke dei demokratiske prosessane eller gå ut over gode konsekvensutgreiingar.

Fleire høyringsinstansar peikar vidare på at betre utnytting av eksisterande nett vil vere viktig, ved sida av å få ned saksbehandlingstida for nytt nett. I denne samanhengen trekker dei fram inntektsreguleringa for nettselskapa, og peikar på at denne bør justerast for å gi insentiv til meir utbygging. Auka digitalisering og merksemd på digital sikkerheit er noko fleire høyringsinstansar trekker fram, og det er også fleire som støttar å bygge ut nett i forkant av forbruket.

Hovudinntrykket frå høyringa er at dei fleste meiner at dagens marknad for kraft fungerer etter hensikta, men at marknaden må vurderast i lys av endringane i kraftsystemet. Likevel viser fleire til behov for auka statleg styring, og nokre meiner vi bør trekke oss ut av energimarknadspakkane til EU. Mange støtter at ein ved utløpet av konsesjonstida skal vurdere om mellomlandssambanda tener Noreg.

Kommunerolla var eit sentralt tema i rapporten frå Energikommisjonen, og forslaget om auka inntekter til vertskommunar for kraftproduksjon blir i all hovudsak støtta av høyringsinnspela. Mange peikar på at statleg støtte og kompetanseheving i kommunane vil vere viktig dersom kommunane skal få ei større rolle i planlegginga og gjennomføringa av utbygging av ny kraftproduksjon. Forslaget frå energikommisjonen om eit nasjonalt kompetansesenter blir godt tatt imot, og fleire peikar på at eit slikt senter i så fall må vere statleg finansiert.

8.4 Regjeringa si oppfølging av Straumprisutvalet og Energikommisjonen

8.4.1 Ein rettferdig energipolitikk med føreseielege straumprisar

Regjeringa har som mål at vi skal ha rikeleg tilgang på rein og rimeleg kraft over heile landet, og at det ikkje skal vere store og langvarige prisforskjellar mellom ulike område. Dei ekstraordinært høge straumprisane som prega delar av landet særleg i 2021 og 2022, ramma hushald og næringsliv og skapte ein utrygg økonomisk situasjon for mange. I same periode var det også ein krevjande kraftsituasjonen sør i landet, med låg magasinfylling og svakare forsyningssikkerheit enn normalt. I Prop. 1 S (2022–2023) gjekk regjeringa gjennom kraftsituasjonen i 2021–2022, gav si vurdering av den og peika på viktige oppfølgingspunkt og tiltak. Erfaringane med kraftsituasjonen i denne perioden tilsa at det var nødvendig med ein grundig gjennomgang av fordelar og ulemper med prinsippa for prisfastsettinga i kraftmarknaden, og ei vurdering av om det var tiltak som kunne bidra til meir stabile, føreseielege og konkurransedyktige prisar til hushald, industri og næringsliv.

Rapporten frå Straumprisutvalet peika på fleire moglege forbetringspunkt og forslag til tiltak i dagens kraftmarknad, men utvalet var tydeleg på at det viktigaste tiltaket for å oppnå målet om stabile og konkurransedyktige prisar er å sikre ei kraftforsyning med overskot på kraft og å redusere prisforskjellar mellom ulike prisområde gjennom å styrke overføringsnettet. Regjeringa deler dette synet og har gitt arbeidet høg prioritet, sjå omtale i kapittel 8.4.3. Samtidig har regjeringa følgt opp rapporten frå utvalet gjennom ei rekke tiltak som skal sikre meir føreseielege straumutgifter for sluttbrukarar, styrke forsyningssikkerheita og legge til rette for ein meir velfungerande kraftmarknad.

I møte med dei aukande kraftprisane innførte regjeringa raskt fleire tiltak allereie hausten 2021 og gjennom perioden fram til utvalet leverte rapporten sin. Utover hausten 2021 var det viktigaste tiltaket innføringa av ei brei straumstønadsordning for hushald. Det blei også etablert straumstønadsordningar for frivillig sektor og for jordbruk og veksthus, og det blei innført ei rekke støttetiltak for mellom anna studentar og næringslivet.

Straumstønadsordninga for hushald blei innført som ei månadsbasert stønadsordning i desember 2021, der hushald fekk dekt enn viss del av straumforbruket når kraftprisen gjekk over ein viss terskel. Da ordninga kom på plass, blei terskelen sett til 70 øre per kWh. Når den gjennomsnittlege kraftprisen oversteig denne terskelen, fekk hushalda dekt 55 prosent av straumforbruket sitt opp til eit maksimalt månadleg forbruk på 5 000 kWh. I 2022 og 2023 blei ordninga forbetra ei rekke gonger ved at kompensasjonsdelen blei auka til 80 og seinare 90 prosent. Den største og mest vesentlege endringa av straumstønadsordninga kom i september 2023. Da blei ordninga endra frå å basere seg på månadleg gjennomsnittleg kraftpris til å basere seg på spotprisen time for time. Dette gjorde ordninga meir treffsikker og føreseieleg for hushalda. Hushalda blei no i stor grad skjerma for pristoppane. Frå 1. januar 2024 blei terskelen prisjustert frå 70 til 73 øre per kWh. Frå og med 1. januar 2025 vil terskelen bli prisjustert frå 73 til 75 øre per kWh.

Straumstønadsordninga for hushald har også blitt utvida ei rekke gonger, og omfattar i dag hushald og bustadselskap med fellesmålt hushaldsforbruk og dessutan hushald som er tilknytte gards- og grendeverk, og dei som bur fast i fritidsbustad.

Per 20. august er det utbetalt om lag 46,3 mrd. kroner i straumstønad til hushald og burettslag sidan 2021. Det blei utbetalt mest stønad i 2022 med om lag 26,4 mrd. kroner, medan det blei utbetalt 16,4 mrd. kroner i 2023. Dette betyr at kvart hushald i gjennomsnitt fekk om lag 4 700 kroner i straumstønad i 2023. Så langt i 2024 er det utbetalt 3,5 mrd. kroner i straumstønad til hushald og burettslag, noko som betyr at kvart hushald i snitt har fått om lag 700 kroner i stønad frå staten.

Straumprisutvalet vurderte fleire ulike variantar av straumstøtteordningar. Konklusjonen frå utvalet var at straumstønadsordninga til regjeringa har vore viktig for å skjerme forbrukarane for dei høge straumprisane. Sjølv om ordninga også har nokre uheldige sider, har ho omfordelt svært store summar tilbake til hushalda.

Kraftprisane har gått vesentleg ned sidan dei var på sitt høgaste i 2021 og 2022, sjå kapittel 8.5.1. Samtidig er det framleis større usikkerheit om prisutviklinga enn før, og om utviklinga i energimarknadene rundt oss. For å bidra til tryggleik for hushalda vil regjeringa derfor føre vidare straumstønadsordninga også i 2025.

Regjeringa har sørgt for ei mellombels ordning som opnar for at høge flaskehalsinntekter i transmisjonsnettet blir tilbakeførte frå Statnett til nettkundane raskare enn det som elles ville vore tilfellet. Sidan ordninga kom på plass, har det blitt utbetalt om lag 8,46 mrd. kroner til redusert nettleige.

For å legge til rette for meir stabile og føreseielege prisar peika utvalet også på at det er viktig med gode prissikringsmoglegheiter. Regjeringa har innført fleire tiltak for å legge til rette for dette. For eksempel blei det i 2023 innført eit mellombels unntak ved berekning av grunnrenteskatt for 2023 og 2024 for kraftprodusentar som sel fastprisavtalar til næringslivet. Unntaket har fungert slik at produsentane blir skattlagde for kontraktspris, ikkje spotpris. Eit slikt unntak legg til rette for eit breiare tilbod av fastprisavtalar til næringslivet og meir bruk av lange kontraktar i næringslivet også ut over den kraftintensive industrien. Regjeringa har vedtatt å føre vidare kontraktsunntaket som ei permanent ordning.

Regjeringa har vidare bedt Statnett om å innføre ei pilotordning der Statnett tilbyr seg å vere motpart for eit avgrensa volum av kontraktar for såkalla electricity price area differentials (EPAD). Dette kan vere eit viktig tiltak for å styrke likviditeten i terminmarknaden og gjere det lettare for straumleverandørar å tilby fastpriskontraktar til hushald og små og mellomstore bedrifter, og dessutan enklare for større aktørar å sikre dei framtidige kraftkjøpa sine.

Regjeringa har også over lengre tid jobba for å legge til rette for ein meir forbrukarvennleg straummarknad, og vedtok i juni 2024 nye lov- og forskriftsendringar for å styrke informasjonsgrunnlaget til forbrukarane ytterlegare. Endringane tok til å gjelde 1. juli 2024. Vidare arbeider regjeringa med å vurdere tiltak for å legge betre til rette for å styrke informasjonsgrunnlaget til næringskundar slik at dei skal kunne gjere gode val når dei inngår straumavtalar.

Gjennomgangen av kraftsituasjonen i Prop. 1 S (2022–2023) viste at det var behov for tiltak som kunne styrke den norske forsyningssikkerheita i ein periode prega av stor uro og volatilitet i landa rundt oss, og tiltak som kunne handtere dei prismessige konsekvensane for forbrukarane. Sjølv om det var heilt spesielle forhold som førte til kraftsituasjonen i 2021–2022, underbygde utgreiingane som blei gjorde, og tidlegare erfaringar med vanskelege kraftsituasjonar i Noreg, at sårbarheita i det norske vasskraftsystemet i stor grad er knytt til uventa hendingar. Også Straumprisutvalet greidde ut og vurderte fleire tiltak for å sikre eigenforsyninga av kraft, for eksempel ulike tiltak retta mot magasindisponeringa til vasskraftprodusentane. Utvalet drøfta i hovudsak kva verknader ulike tiltak kunne ha på prisnivået, men knytte dette også til forsyningssikkerheit. Dei viste til at tiltak retta mot magasindisponering vil bidra til høgare gjennomsnittsprisar og noko større prisvariasjonar. Vidare viste dei til resultat frå tidlegare analysar som tilseier at flaumtapa kan auke noko, medan rasjoneringsfaren generelt blir noko lågare.

Regjeringa innførte sommaren 2022 ei rapporteringsordning for vasskraftprodusentane for å halde betre oversyn med disponeringa av magasina i perioden med krevjande marknadsforhold og ein utfordrande ressurssituasjon. Utover hausten arbeidde departementet med å utarbeide ein mekanisme for betre styring av forsyningssikkerheita. Mekanismen, som blei lagd fram og vedtatt i Stortinget tidleg i 2023, består av ei rekke tiltak for å styrke forsyningssikkerheita og møte framtidige situasjonar der ressurssituasjonen igjen kan bli utfordra. Mellom anna blei rapporteringsordninga formalisert, produsentane sitt ansvar for å bidra til forsyningssikkerheita blei lovfesta, og eit høve for energimyndigheitene til å gripe inn i magasindisponeringa i situasjonar der det er reell fare for energimangel, blei etablert. Vidare blei det gjort tydeleg at det av omsyn til forsyningssikkerheita kan fastsettast avgrensingar på utanlandssambanda i situasjonar der det er reell fare for energimangel.

Ordninga skal bidra til at det blir halde igjen meir vatn i vasskraftmagasina i periodar med stor usikkerheit i energimarknadene. Styringsmekanismen bygger på ei trinnvis tilnærming, der sterkare verkemiddel kan takast i bruk dersom omsynet til forsyningssikkerheita tilseier det. Samla sett meiner regjeringa at tiltaka som blei innførte med styringsmekanismen, bidrar til å styrke forsyningssikkerheita i Noreg, noko som har vore ei viktig prioritering.

Regjeringa legg til grunn at det ikkje bør vere store og langvarige forskjellar i straumprisane for innbyggarar og verksemder i ulike landsdelar. Det viktigaste tiltaket for å redusere langvarige prisforskjellar og utnytte dei samla produksjonsressursane best mogleg er å utnytte eksisterande nett betre og å bygge nytt nett for å redusere flaskehalsane i dagens kraftsystem. Dette arbeidet har regjeringa følgt opp gjennom fleire tiltak, jf. kapittel 8.4.2. Utviklinga i 2024 viser mindre prisforskjellar mellom nord og sør, og også mellom prisområde internt i Sør-Noreg, enn i 2022 og 2023.

Prognosar tyder på at kraftprisane vil halde seg på eit langt lågare nivå enn gjennom åra 2021–2022, og også lågare enn i landa rundt oss. Samtidig er det framleis usikkert korleis energimarknadene vil utvikle seg, og prisane vinterstid kan nå høge nivå. Kraftprisane viser også ein langt større variasjon enn før mellom ulike tider på døgnet og mellom veker og sesongar. Dette er ein tendens som kan forsterke seg i takt med omstillinga til ei meir vêravhengig kraftforsyning i landa rundt oss. Både Straumprisutvalet og Energikommisjonen peikar på dette.

8.4.2 Kraftsystemet skal styrkast

Skal vi kunne bevare konkurransedyktige straumprisar i Noreg og oppnå måla for omstilling og verdiskaping, må det norske kraftsystemet styrkast. Allereie i april 2022 presenterte regjeringa ein plan for eit nødvendig løft for norsk kraftforsyning i Meld. St. 11 (2021–2022) Tilleggsmelding til Meld. St. 36 (2020–2021) Energi til arbeid – langsiktig verdiskaping frå norske energiressursar.

Energikommisjonen blei sett ned i 2022 for å utarbeide eit grunnlag for dei langsiktige energipolitiske vegvala for Noreg, i ein situasjon der mange tiltak for å styrke kraftforsyninga har vore og er omdiskuterte. Rapporten frå kommisjonen har bidratt til ein offentleg debatt om vala i energipolitikken og om hovudutfordringane for det norske kraftsystemet framover.

Regjeringa har følgt opp og følger opp utgreiinga til Energikommisjonen med tiltak i alle delar av kraftsystemet. Det er etablert konkrete planar for korleis vi skal sikre etablering av meir produksjon, meir nett og meir effektiv bruk av energi. Regjeringa la fram ein handlingsplan for raskare nettutbygging og betre utnytting av nettet våren 2023 og ein handlingsplan for auka energieffektivisering i alle delar av økonomien hausten 2023. Regjeringa prioriterer arbeidet med havvind høgt og har ein ambisjon om å tildele prosjektområde for 30 GW havvind innan 2040. Det første prosjektområdet blei tildelt i 2024. For at ambisjonane skal kunne realiserast, må ulike partar og forvaltningsnivå i samfunnet trekke i same retning. I starten av 2023 inngjekk regjeringa eit trepartssamarbeid om kraft med partane i arbeidslivet. Partane skal samarbeide om tiltak som sikrar tilstrekkeleg tilgang på fornybar kraft til konkurransedyktige prisar for næringsliv og forbrukarar i Noreg fram mot 2030.

Noreg har framleis eit solid overskot av kraft, men overskotet er forventa å minke med aukande forbruk av kraft fram mot 2030. Sjølv om analysane til NVE tyder på at overskotet held seg på eit noko høgare nivå enn det ein tidlegare har trudd, må energipolitikken ta høgde for at nytt forbruk kan komme raskare enn det er mogleg å realisere ny produksjon og nytt nett. Omstillinga av energibruken skjer også gradvis. Det inneber at den fulle effekten av tiltak som blir gjennomførte i dag, først vil gjere seg gjeldande i den norske kraftbalansen over tid.

Dette understrekar at det er nødvendig å føre ein ambisiøs politikk for å styrke kraftsystemet allereie i dag. Scenarioanalysane til NVE illustrerer at ein sterkare etterspørsel etter kraft til omstilling og industriutvikling, utan tilsvarande utbygging av ny produksjon, vil få konsekvensar for kraftbalansen og kraftprisane i Noreg i 2030 og 2035. Landet vårt har så langt ikkje erfart ein situasjon der den berekna kraft- eller effektbalansen i eit normalår er negativ. Sjølv om det norske kraftsystemet har stor kapasitet til kraftutveksling med andre land og erfaring med å handtere periodar med svikt i tilsiget, vil eit større kraftunderskot gjere oss meir sårbare for vêrvariasjonar og bidra til eit høgare norsk kraftprisnivå. Scenarioanalysane til NVE viser samtidig at tiltak som kan gi ein høgare utbyggingstakt for ny produksjon fram mot 2035, vil dempe verknadene på det norske kraftsystemet.

Gjennom regjeringsperioden har det derfor blitt gjennomført eit løpande og omfattande arbeid med å kartlegge og fjerne moglege barrierar for raskare etablering av ny kraftproduksjon og nytt nett, men også for å oppnå meir effektiv bruk av dei ressursane vi allereie har. Konsesjonsbehandlinga for både nett og produksjon er styrkt betydeleg med nye ressursar, og det vil over tid bidra til raskare og meir effektiv behandling av nye prosjekt. Andre barrierar kjem av reelle interessekonfliktar og krev langsiktige prosessar, eit betra kunnskapsgrunnlag og eit kontinuerleg arbeid med avdempande tiltak og løysingar. Gode prosessar og betre kunnskap kan bidra til at vi finn avdempande tiltak og løysingar i kvar enkelt sak. Utsiktene for kraftsituasjonen tilseier likevel at kraftproduksjon skal vektast tungt ved konfliktar mellom utbyggingsformål i tida framover.

Det meste av ny produksjon som blir etablert i Noreg framover, vil vere uregulerbar og vêravhengig. Samtidig vil kraft bli tatt i bruk på nye område i takt med omstillinga frå fossil energi til elektrisitet, og det vil bli etablert nye typar næringar med stort kraftbehov. NVEs vurderingar av den norske effektbalansen viser at denne utviklinga får konsekvensar for kor godt kraftsystemet evnar å handtere periodar med varierande vêrforhold. I arbeidet med tiltak er det derfor avgjerande at heilskapen i kraftsystemet blir varetatt, slik at vi samla sett utviklar eit kraftsystem som kan handtere eit stadig meir elektrifisert og fornybart samfunn.

Auka kraftproduksjon

Etter ein periode med kraftig forbetring av den norske produksjonsevna har det dei siste åra vore ein beskjeden vekst i ny produksjon. Noreg er framleis i ein unik situasjon med store fornybare energiressursar som kan takast i bruk til kraftproduksjon i åra framover. Vasskraft, vindkraft på land, bakkemontert solkraft og solkraft på bygg er alle modne teknologiar. Det same er botnfast havvind, medan teknologien for flytande havvind er under utvikling og mindre moden. Sidan regjeringa tiltredde, er det vedtatt og gjennomført ei rekke tiltak med mål om å legge til rette for meir ny kraftproduksjon i åra framover. Fleire tiltak er også i ferd med å bli gjennomførte.

Barrierane for ei raskare realisering av fornybar kraftproduksjon i åra framover varierer mellom ulike typar kraftproduksjon. Både størrelsen på anlegga, utbyggingstida og i kva grad produksjonen påverkar andre samfunnsinteresser, kan variere. I tillegg kan lovpålagde reguleringar, rammevilkår og lokal aksept påverke kor mykje ny produksjon som kan realiserast, og kor raskt det kan skje. Solkraft på bygg, bakkemonterte solkraftanlegg og mindre vasskraftanlegg kan realiserast raskare enn andre teknologiar. NVEs analysar av tilgangen på ny produksjon fram til 2030 legg til grunn ei utbygging av ny produksjon på 9,4 TWh mellom 2022 og 2030.3 Dette er i stor grad solkraft på bygg og auka produksjon frå vasskraft. NVE viser til at anslaga er usikre, mellom anna fordi interessa for bakkemontert solkraftanlegg er stor.

Fornybar kraftproduksjon er generelt kjenneteikna av høge investeringskostnader og relativt sett låge kostnader i driftsfasen. Investeringane har ein lang tidshorisont, og det er usikkerheit om framtidige kraftprisar, både når det gjeld nivå, og når det gjeld variasjon. Variasjonane i kraftprisane påverkar kor lønnsame ulike teknologiar er, fordi produksjonsprofilen over året og over døgnet er ulik.

Det opp til produsentane å fremme, søke og ta investeringsavgjerder om ny produksjon. Stabile rammevilkår som reduserer risikoen for investorar, og ein føreseieleg politikk som underbygger dette, er avgjerande for at mykje ny kraftproduksjon skal kunne realiserast framover. Nøytrale grunnrenteskattar legg til rette for føreseielege rammevilkår dersom innretninga er stabil over tid.

Ein føresetnad for at det skal kunne realiserast meir produksjon dei neste åra, er at det ligg føre utbyggingsplanar og -prosjekt i dag. Tilfanget av nye prosjekt til behandling hos energimyndigheitene er ein viktig indikasjon på interessa for ny utbygging. NVEs oversikt over utviklinga i saksbehandlinga viser at dei har fått inn betydeleg fleire saker det siste året, jf. tabell 8.1. På enkelte område har talet på saker så langt i 2024 allereie overstige det samla talet på saker i 2023.

Regjeringa har styrkt saksbehandlingskapasiteten betrakteleg og lagt opp til fleire tiltak som vil forenkle, effektivisere og modernisere behandlinga. Parallelt har det blitt satsa på etablering av digital støtte til nettutvikling og konsesjonsprosessar. Digitaliseringa vil bidra til kortare leietider og meir effektiv samhandling både i NVE og mellom NVE og andre involverte aktørar. Det er nødvendig å føre vidare arbeidet med digitalisering av konsesjonsprosessane.

For enkelte kraftteknologiar er det i dag saksbehandlingskø hos NVE. Dette kjem av ei rekke forhold. I nokre saker gjer manglande dokumentasjon at sakene ikkje blir tildelte ein saksbehandlar og tatt til behandling. Andre saker kan vere sette i kø på grunn av avklaringar av tilknytinga til nettet. Sakene varierer mykje i både kompleksitet og størrelse. For eksempel inkluderer kategorien «Vasskraft» stor vasskraft, småkraft, endringar i vilkår, vilkårsrevisjonar, mellombelse løyve og mini-/mikrokraft.

Regjeringa har sendt på høyring fleire forslag til endringar i energilova som vil bidra til ei meir effektiv konsesjonsbehandling. Forslaga omfattar mellom anna innføring av ein heimel for tidleg saksavslutning av urealistiske prosjekt, innføring av henteplikt for områdekonsesjonærar for produksjon som kan knytast til nett opp til og med 22 kV, og forlenging av den maksimale varigheita for anleggskonsesjonar frå 30 til 50 år. Forslaga vil kunne avlaste NVE, og dermed auke NVE sin saksbehandlingskapasitet.

Anlegg som bidrar med stor produksjon eller fleksibilitet i kraftsystemet, blir prioriterte i konsesjonsbehandlinga i NVE. I tillegg prioriterer NVE å behandle konsesjonssøknader om nett og ny produksjon i Finnmark høgt, i lys av regjeringa sitt kraft- og industriløft for denne regionen. Ei områdevis behandling av saker kan gjere det lettare å vurdere nettkapasiteten og den samla belastninga på miljøet og andre samfunnsinteresser.

All kraftproduksjon har miljøkonsekvensar. Behovet for auka fornybar kraftproduksjon kan stå i konflikt med omsyn til miljø, arealbruk og andre samfunnsinteresser. Regjeringa vil gjennom gode avvegingar i konsesjonsbehandlinga legge til rette for utbygging av lønnsam fornybar energi.

Prinsippet om at fellesskapen skal ha ein del av avkastninga når vi utnyttar naturressursane til fellesskapen, har tent Noreg godt. Inntektene frå naturressursar skal også komme lokalsamfunnet der produksjonen skjer, til gode. Samtidig er det viktig med attraktiv avkastning og verdiskaping for aktørar som er villige til å investere i fornybar energi.

Eit godt og felles kunnskapsgrunnlag er viktig i alle utbyggingssaker. Statlege etatar har i dag eit fast etablert og omfattande samarbeid for å skaffe oversikt over og oppdatere kunnskap om positive og negative verknader av vindkraft på land. I dette arbeidet er det tatt utgangspunkt i rapportane som blei laga i Nasjonal ramme for vindkraft i 2019. Dette er supplert med nyare forsking, relevant litteratur og erfaringane til myndigheitene. Kunnskapsgrunnlaget skal vere mest mogleg relevant for konsesjonsbehandling av vindkraft på land. Det skal skape eit betre utgangspunkt for lokale, regionale og nasjonale aktørar, både på innbyggar-, utbyggar- og myndigheitssida.

Etter at det blei innført krav om områderegulering for konsesjonspliktige vindkraftanlegg 1. juli i 2023, har det vore behov for betre rettleiing om korleis samordninga mellom plan- og bygningslova og energilova skal skje i praksis. I august 2024 gav regjeringa derfor ut ein rettleiar om korleis kommunane skal behandle vindkraftutbygging. Som ei oppfølging av denne rettleiaren kan det vere behov for ytterlegare kompetansetiltak, primært retta mot kommunane. Energidepartementet vil i dialog med mellom andre aktørar som Landssammenslutninga av Norske Vindkraftkommuner og KS vurdere fleire tiltak for å auke kompetansen om fornybar energi. Energikommisjonen foreslo mellom anna at det skulle etablerast eit nasjonalt kompetansesenter.

Den samiske reindrifta har eit folkerettsleg vern som må varetakast i alle saker som gjeld kraft- og nettutbygging i samiske område. Tiltakspakken for reindrift og energi, som blei lagd fram i desember 2023, skal legge til rette for at det kan byggast ut energi samtidig som det blir utøvd berekraftig reindrift i det samiske reindriftsområdet.

Å få fram ny kraftproduksjon er også eit ansvar for lokale og regionale myndigheiter. Regjeringa har lagt fram nye nasjonale forventningar til regional og kommunal planlegging 2023–2027, som mellom anna påpeikar at det skal leggast til rette for meir fornybar energiproduksjon, særleg i område med kraftkrevjande næringsutvikling. I forventningane blir det også peika på at det er viktig å sikre god balanse mellom meir fornybar energi og miljøomsyn. Fylkeskommunane og kommunane skal følge opp dei nasjonale forventningane i planstrategiar og planar. Vidare har regjeringa hatt på høyring to statlege planretningslinjer (SPR) der omsyn til kraftproduksjon er omtalt.

Vasskraft

I dag står nærmare 1 800 vasskraftverk for om lag 88 prosent av den samla norske normalårsproduksjonen. Den faktiske årlege produksjonen varierer likevel betydeleg frå år til år avhengig av tilsiget.

Vasskrafta har mykje å seie for evna til å handtere eit meir komplekst kraftsystem, og for moglegheita til å fase inn andre typar fornybar, vêravhengig kraftproduksjon. Ein stor del av vasskraftpotensialet er allereie bygd ut, men gjennom opprusting og utviding kan den eksisterande vasskrafta bidra med auka fleksibilitet, for eksempel gjennom effektutvidingar og pumpekraft. I tillegg er det eit potensial for utbygging av små kraftverk (under 10 MW). Det mest realistiske vasskraftpotensialet som kan realiserast innan 2030, inkluderer prosjekt som allereie har konsesjon. Det er per andre kvartal 2024 gitt konsesjon til om lag 3,6 TWh ny vasskraft4, som enten er under bygging, eller som enno ikkje er påbegynt. Mellom anna er 0,7 TWh småkraft under bygging. Energimyndigheitene har i tillegg per andre kvartal 2024 om lag 1,1 TWh ny vasskraft til aktiv behandling.

NVE anslår i dei langsiktige analysane sine frå 2023 at vasskraftproduksjonen vil auke med totalt 4 TWh til 2030 og totalt 8 TWh innan 2040. Vilkårsrevisjonar fører til noko redusert produksjon som følge av krav om meir minstevassføring eller magasinrestriksjonar for å betre miljøforholda.

Dei aukande kortsiktige variasjonane i kraftprisane dei siste åra, og utsiktene til at denne tendensen blir forsterka framover, har ført til større interesse for vasskraftprosjekt som kan auke reguleringsevna. NVE melder om ei aukande interesse for større opprustings- og utvidingsprosjekt, som effektoppgraderingar og utvikling av pumpekraft.

Utviklinga i kraftprisar og kostnader og omsynet til miljø og andre brukarinteresser har mykje å seie for om nye vasskraftprosjekt kan realiserast. Kor mykje tid som går med til konsesjonsbehandlinga, kjem an på prosjekttype, konfliktgrad og kompleksitet. Vasskraftprosjekt har som oftast verknader for næringsliv, lokalsamfunn, natur og andre arealinteresser. Før konsesjonsmyndigheita gjer vedtak i ei sak, skal dei sjå til at saka er så godt opplyst som mogleg, og gjennom behandlinga skal dei vurdere om ulike tema må utgreiast ytterlegare, og om det er behov for tilleggsfråsegner til spørsmål som blir tatt opp under saksbehandlinga. Behandlinga i konsesjonssaker etter vassdrags- og energilovgivinga skal vareta omsynet til forsvarlege og heilskaplege vurderingar.

Vindkraft på land

Vindressursane i Noreg er mellom dei beste i Europa, og vindkraft på land er i dag mellom dei teknologiane med lågast gjennomsnittleg utbyggingskostnad.

Gjennomsnittleg årleg produksjon frå vindkraft på land i Noreg per andre kvartal 2024 er i underkant av 17 TWh. Produksjonen kjem frå 65 vindkraftverk med til saman 1 392 turbinar og ein samla installert effekt på i overkant av 5 000 MW. Vindforholda, og dermed den faktiske årlege produksjonen, varierer mellom ulike år.

I 2019 blei konsesjonsbehandlinga av vindkraft stansa inntil vidare, og det er no få urealiserte prosjekt med konsesjon. Per andre kvartal 2024 er det om lag 1,8 TWh vindkraft til aktiv behandling i NVE. I tillegg kjem prosjekt som er melde og søkte om i samband med kraft- og industriløftet i Finnmark, der det i april 2024 blei meldt prosjekt med ein samla installert effekt på over 10 000 MW. NVE offentleggjorde i juni 2024 at prosjekt på til saman om lag 4 700 MW blei tatt med i den vidare behandlinga.

Regjeringa har tatt opp igjen konsesjonsbehandlinga av vindkraft, men det tar tid å utvikle, melde, konsekvensutgreie, konsesjonsbehandle, detaljprosjektere og bygge vindkraftprosjekt. NVE har tidlegare anslått at det vil vere mindre enn éin TWh ny vindkraft som kan realiserast innan 2030, ut over det som måtte bli realisert i samband med kraft- og industriløftet for Finnmark.

Over tid har vindkraft på land stort potensial til å bidra positivt til den norske kraftbalansen. NVE peikar no på eit aukande tilfang av nye søknader om vindkraft, også utanfor Finnmark. Dette er ei utvikling som venteleg vil halde fram i tida som kjem.

Moglegheitene for å realisere ein større andel vindkraft avheng av gode prosessar og tilstrekkeleg lokal forankring. Energikommisjonen peika særleg på tiltak som kan bidra til auka lokal aksept for vindkraft på land, som avgjerande for å realisere ei større utbygging framover.

1. juli 2023 blei det innført krav om kommunal planavklaring av område for vindkraftanlegg før det kan givast konsesjon etter energilova. Planavklaringa skal vanlegvis gjerast ved at kommunen vedtar ei områderegulering for vindkraftanlegg etter føresegnene i plan- og bygningslova. Energidepartementet og Kommunal- og distriktsdepartementet gav i august 2024 ut ein digital rettleiar om korleis kommunane skal planlegge konsesjonspliktige vindkraftanlegg på land. Rettleiaren skal vere til hjelp for kommunar som vurderer å regulere areal til vindkraftutbygging.

Grunnrenteskatt for landbasert vindkraft blei innført 1. januar 2023. Innføringa av ein nøytral grunnrenteskatt på landbasert vindkraft gir føreseielege rammer og langtidsperspektiv for dei som vil investere i vindkraftnæringa. Samtidig vil fellesskapen og lokalsamfunna sitte igjen med ein større del av overskotet frå vindkraft på land. Minst halvparten av inntektene frå grunnrenteskatten skal gå til kommunane gjennom ei auka produksjonsavgift og ekstraløyving i år med høg grunnrente.

I tillegg har Stortinget, i tråd med forslag frå regjeringa, vedtatt at 0,2 øre per kWh av vindkraftproduksjonen skal settast av til lokale formål som natur, reindrift og eventuelle andre forhold som er direkte påverka av arealbruken. Det inneber at kommunar, lag og organisasjonar kan søke om støtte til natur- og friluftstiltak i område som blir påverka av vindkraftanlegg. Miljødirektoratet forvaltar ordninga. Tilsvarande skal den reindrifta som blir påverka direkte av konkrete vindkraftprosjekt, innanfor avsetninga sikrast ein del av verdiskapinga som vindkraftprosjekta skaper. Dette blir følgt opp av landbruksmyndigheitene.

Formidling av kunnskap om konsekvensar av vindkraft vil uansett vere viktig framover. Direktorata har etablert eit omfattande samarbeid for å heile tida oppdatere informasjonen om ulike verknader av vindkraft.

Havvind

Energikommisjonen peikar på at Noreg har stort potensial for utbygging av havvind, og at det er viktig å få avklart rammevilkåra og tildelt prosjektområde for utbygging slik at dei første prosjekta kan stå produksjonsklare i 2030.

Regjeringa har ein ambisjon om å tildele prosjektområde tilsvarande 30 GW havvind innan 2040. Det svarer til om lag 75 prosent av kapasiteten i det norske kraftsystemet i dag. Arbeidet med havvind er noko regjeringa prioriterer høgt, og målet er å bidra til industriutvikling, gi meir fornybar kraftproduksjon, og legge til rette for innovasjon og teknologiutvikling.

Havvind kan utgjere eit stort tilskot til den norske kraftbalansen på sikt. I 2024 blei den første auksjonen for prosjektområde for havvind på norsk kontinentalsokkel halden. Vinnaren blei Ventyr SN II AS med ein bodpris på 115 øre/kWh. Ventyr har inngått ein differansekontrakt med staten, fått tildelt prosjektområdet og sendt inn melding om forslag til eit prosjektspesifikt utgreiingsprogram. Dette har vore på høyring. Under differansekontrakten er staten forplikta til å støtte kraftproduksjonen, men slik at dei samla statlege forpliktingane ikkje overstig ei kostnadsramme på 23 mrd. 2023-kroner.

NVE har leidd ei direktoratsgruppe som har levert forslag til 20 utgreiingsområde som kan eigne seg for utbygging av havvind. NVE og direktoratsgruppa meinte også at det er potensial for areal- og kapasitetsutvidingar i både Sørlege Nordsjø II og Utsira Nord. NVE gjennomfører no ei strategisk konsekvensutgreiing av dei identifiserte områda. Områda som er aktuelle for utlysing i 2025, er Sørvest F, Vestavind B og Vestavind F. Av desse områda er Vestavind B og Vestavind F berre eigna for flytande havvind.

Neste runde med utlysning av prosjektområde er planlagd i 2025 og regjeringa foreslår eit støtteprogram for flytande havvind i områda Vestavind F og Vestavind B, jf. nærmare omtale i kapittel 10 i del III av proposisjonen. Støtteprogrammet skal medverke vesentleg til utviklinga av flytande havvind. Regjeringa foreslår no ei fullmakt med kostnadsramme på 35 mrd. kroner (2025-kroner). Regjeringa legg videre opp til jamlege utlysingar av areal og støttekonkurransar. Det vil bli vurdert og tatt stilling til statsstøtte i samband med utlysingsrundane.

Solkraft

Solkraft utgjer enno ein liten del av norsk kraftproduksjon, men veks raskt. Det er i all hovudsak bygningsmontert solkraft som er realisert til no. Sidan 2021 har den totalt installerte effekten i Noreg dobla seg kvart år. I dag er det ein samla installert effekt på nærmare 0,7 GW med ein estimert årleg energiproduksjon på om lag 0,5 TWh, fordelt på over 31 000 anlegg. Størstedelen av dette, om lag 42 prosent, er anlegg i hushalda. Deretter følger tenesteytande næringar med ein andel på om lag 32 prosent. Anlegg i industri, jordbruk, skogbruk og fiske utgjer ein andel på om lag 15 prosent.

Dei siste åra har NVE fått inn stadig fleire prosjekt og søknader som gjeld bakkemonterte anlegg, og NVE forventar at denne auken vil halde fram i åra som kjem. Så langt har NVE gitt konsesjon til sju anlegg, fire av desse konsesjonane gav dei i juni 2024. Per 26. august 2024 er det 62 solkraftsaker til behandling i NVE. Framdrifta i ein stor del av desse sakene avheng av at aktørane bidrar med nødvendige dokument, slik at NVE kan starte saksbehandlinga. NVE etablerte allereie i 2022 ein rettleiar for søknader om solkraft til hjelp for aktørar som ønsker å bygge større solkraftverk, med oversikt over krav til kva tema som må greiast ut. NVE har vidare bedt selskapa som har solkraftplanar, om å bli med på ei løysing med ei frivillig melding, som inkluderer både høyring, folkemøte og svar frå NVE på utgreiingsprogrammet.

Solkraft er ein relativt ny teknologi i norsk samanheng. Når det gjeld større bakkemonterte anlegg, vil kunnskapen om konsekvensane for miljø og andre brukarinteresser auke etter kvart. Konsesjonsbehandling av slike anlegg kan etter alt å dømme effektiviserast etter kvart som ein får meir kunnskap. I tillegg til bakkemonterte anlegg blir det realisert solkraft på tak i private hushald og næringsliv. Det har vore ein sterk auke i utbygginga i bygningsmontert solkraft dei siste åra, med ein førebels topp i talet på installerte anlegg i 2023.

Energikommisjonen anslo at det ville vere realistisk med ei utbygging av solkraft på mellom 5 og 10 TWh innan 2030, men peika også på at dette potensialet er svært usikkert. Sidan Energikommisjonen gjennomførte utgreiinga si, har det skjedd endringar i solkraftmarknaden. Utbyggingstakten, som har vore høg dei seinare åra, fall mykje i første halvår 2024, særleg i hushaldsmarknaden. Aukande innslag av fornybar- og solkraftproduksjon i land vi er knytte til, fører ofte til låge prisar i timar med mykje sol. Dette utfordrar lønnsemda for solkraft.

I den langsiktige kraftmarknadsanalysen sin frå 2023 la NVE til grunn at installert solkraft vil auke til 4 TWh i 2030 og 9 TWh i 2040. I dei nærmaste åra meiner NVE at bygningsmontert solkraft vil utgjere hovuddelen av ny solkraft. Solkraftproduksjon skil seg frå annan kraftproduksjon ved at utbyggingstakten kan endre seg raskt. Dette gjeld spesielt solkraft på bygg. Estimat på vekst frå solkraftproduksjon er derfor meir usikre på kort sikt enn estimat på vekst frå annan kraftproduksjon. I den oppdaterte analysen sin frå juni 2024 anslår NVE ei utbygging av solkraft på om lag 2,5 TWh mellom 2024 og 2028.

I revidert nasjonalbudsjett for 2024 la regjeringa fram ein tiltaksplan for auka utbygging av solenergi og lokal energiproduksjon. Planen inneheld ei rekke tiltak som vil legge til rette for ei samfunnsmessig rasjonell innfasing av solenergi og lokal energiproduksjon. Dette omfattar mellom anna fastsetting av ei effektgrense for konsesjonsplikt for solkraftanlegg som vil legge til rette for utbygging av mindre anlegg på areal med få konfliktar. I tillegg inneheld tiltaksplanen arbeidet med forskriftsendringar for å innlemme solkraftverk i forskrift for konsekvensutgreiingar og endringar i kravet om meldeplikt for nye nettanlegg med ei spenning på 132 kV eller høgare. Kommunal- og distriktsdepartementet vurderer moglegheitene for å gjere unntak frå søknadsplikt etter plan- og bygningslova for solenergianlegg på bygningar, og krav om lokal energiproduksjon i tilknyting til større nye næringsbygg.

Departementet har bestilt og fått eit forslag frå Reguleringsmyndigheita for energi (RME) til korleis ei delingsordning for fornybar straum tilpassa næringsområde kan innrettast på ein samfunnsmessig rasjonell måte. På oppdrag frå Energidepartementet og Finansdepartementet har RME og Skattedirektoratet greidd delingsordninga ut vidare. Departementa er opptatt av at ordninga skal ha ein tydeleg avgrensing som står seg over tid. Energidepartementet og Finansdepartementet vil hausten 2024 sende forskriftsendringar på høyring som gjer det mogleg å dele overskotsproduksjon av fornybar straum frå anlegg på inntil 5 MW innanfor eit næringsområde. Departementa tar sikte på å innføre ei slik ordning så raskt som mogleg.

Regjeringa vil halde fram arbeidet med å legge til rette for meir solkraft og lokal energiproduksjon.

Kjernekraft

Behovet for utsleppsfrie og stabile energikjelder som kan møte det aukande kraftbehovet, den teknologiske utviklinga og planar om etablering av kjernekraftproduksjon frå private aktørar, har gjort at spørsmålet om kjernekraft har blitt aktualisert dei seinare åra. Fleirtalet i Energikommisjonen meinte at kjernekraft ikkje er ei løysing for Noreg no, men at Noreg løpande bør følge den internasjonale utviklinga innanfor kjernekraftteknologi og sikkerheit.

I juni 2024 oppnemnde regjeringa eit offentleg utval som skal greie ut kjernekraft som mogleg kraftkjelde i Noreg. Kjernekraft er ei kompleks energikjelde, som påverkar ei rekke samfunnsområde. Det trengst eit oppdatert og solid kunnskapsgrunnlag om kjernekraft som mogleg energikjelde i det norske kraftsystemet. Regjeringa har derfor bedt utvalet om å gjere ein brei gjennomgang og ei grundig vurdering av ulike sider ved ei eventuell framtidig etablering av kjernekraft i Noreg, og gi eit oppdatert kunnskapsgrunnlag innanfor fleire viktige tema knytte til teknologien. Basert på hovudtemaa i mandatet5 skal utvalet gi ei samla vurdering av samfunnsmessige fordelar og ulemper ved kjernekraft som mogleg produksjonsteknologi i Noreg sett opp mot andre utviklingstrekk i den norske kraftforsyninga. Utvalet skal levere utgreiinga si innan 1. april 2026.

Tiltak for auka nettkapasitet

Energikommisjonen fokuserer mest på kraftproduksjon og energibruk, men anbefaler også tiltak for å auke nettkapasiteten med bakgrunn i at kraftnettet er ein føresetnad for omstillinga vi skal gjennom. Energikommisjonen viser mellom anna til Straumnettutvalet, som leverte rapporten sin, NOU 2022: 6 Nett i tide – om utvikling av strømnettet, i juni 2022. Straumnettutvalet anbefalte tiltak for å redusere leietida for nettutbygging, utnytte dagens nett betre og vareta ei samfunnsøkonomisk rasjonell nettutvikling.

Regjeringa er godt i gang med arbeidet med å legge til rette for at det skal gå raskare å etablere nettanlegg, og at nettkapasiteten skal utnyttast mest mogleg effektivt. Allereie hausten 2022 følgde departementet opp fleire av forslaga frå Straumnettutvalet, og bad mellom anna NVE om å vurdere fortløpande om det er mogleg å forenkle behandlinga av nettsaker ytterlegare, under dette vidareutvikle hurtigsporet for konsesjonsbehandling av små og/eller enkle saker. Regjeringa foreslo også, og fekk gjennomført, ei historisk styrking av energimyndigheitene i statsbudsjettet for 2023. Ressursane til mellom anna digitalisering og saksbehandlingskapasitet blei auka. Styrkinga blei følgt opp med enda ei styrking i budsjettet for 2024.

Regjeringens handlingsplan for raskere nettutbygging og bedre utnyttelse av nettet blei lagd fram våren 2023. Handlingsplanen inneheld viktige grep for å bidra til raskare konsesjonsbehandling hos energimyndigheitene og varsla ei rekke forskriftsendringar som skal legge til rette for ein meir effektiv tilknytingsprosess og betre utnytting av nettkapasiteten. Våren 2024 sende departementet på høyring eit forslag om at nettselskapa må vurdere om prosjekt som ønsker ny eller auka kapasitet i nettet, er tilstrekkeleg modne. Formålet med dette er å bidra til at dei prosjekta som får kapasitet i nettet, er prosjekt som faktisk blir gjennomførte. Det er prosjekt som blir gjennomførte, som bidrar til verdiskaping og arbeidsplassar. I juni 2024 leverte RME sine anbefalingar til forskriftsendringar for å pålegge Statnett og dei regionale nettselskapa å halde av kapasitet til såkalla vanleg forbruk, sørge for auka transparens i nettselskapa sine vurderingar av kva som er driftsmessig forsvarleg å knyte til nettet, og gjere det mogleg for nettselskapa å redusere det maksimalt tillatne effektuttaket til tilknytte nettkundar i særskilde tilfelle.

Det er nettselskapa som har ansvaret for å fordele kapasiteten i straumnettet og for å investere i auka kapasitet ved behov. Per august 2024 er det ifølge Statnett om lag 8 500 MW nytt og auka forbruk som har fått reservere kapasitet i overføringsnettet. Dette svarer til eit forbruk på 50–60 TWh. Til samanlikning er dagens maksimale last ca. 25 000 MW, så omfanget av reservasjonane utgjer ein stor forbruksvekst. Samtidig slepp forbruk under 5 MW og 20 GWh/år som hovudregel å stå i kø i transmisjonsnettet. Utover det som er reservert, oppgir Statnett at det også står aktørar i kø som ikkje har fått reservere kapasitet. Av desse er om lag 4 600 MW vurderte som modne. Statnett følger opp aktørane som har fått reservere kapasitet, og prosjekt som ikkje har tilstrekkeleg framdrift, mistar reservasjonane sine. På den måten kan ein frigi kapasitet til modne prosjekt som står i kø. Statnett har også i fleire område gjort vurderingar som har opna opp for fleire reservasjonar av kapasitet i nettet, mellom anna nord for Ofoten, i NO3 og i Austlandsområdet.

Realiseringa av nye industriprosjekt og veksten i nytt kraftforbruk avheng likevel av ei rekke faktorar utover tilgangen til nett. Den faktiske forbruksveksten er derfor meir usikker, slik også analysar frå NVE og Statnett viser, jf. kapittel 8.5.

Statnett har også reservert om lag 4 700 MW til ny produksjon, derav 3 000 MW til havvind. Også for ny produksjon med ein installert effekt under 5 MW slepp underliggande nett å avklare med Statnett om det er plass i transmisjonsnettet.

Det er viktig at det går raskare å etablere nettanlegg i framtida, og at nettkapasiteten blir utnytta mest mogleg effektivt. I Statnetts Systemutviklingsplan 2023 for planlagde nettforsterkningar i transmisjonsnettet fram mot 2050 legg føretaket opp til tiltak som skal gjere det mogleg å doble dagens kraftforbruk, gitt auka produksjon og meir fleksibelt forbruk.

Verkemiddel for meir effektiv og fleksibel energibruk

Energikommisjonen peikar på at energieffektivisering og smart energibruk styrker kraftbalansen, effektbalansen og forsyningssikkerheita. Vidare peikar kommisjonen på at ein effektiv og fleksibel energibruk gjer at periodar med høge straumprisar får mindre økonomiske konsekvensar for forbrukarar og industri. Anbefalingane til energikommisjonen rettar seg i hovudsak mot myndigheitsapparatet, bygg og industri og mot omlegging til oppvarming ved bruk av andre energiberarar.

Regjeringa har styrkt arbeidet med energieffektivisering og fleksibel energibruk betydeleg. Hausten 2023 la regjeringa fram ein handlingsplan for energieffektivisering. Handlingsplanen set retninga for korleis myndigheitene og andre skal jobbe med energieffektivisering, og følger opp mange av anbefalingane frå Energikommisjonen.

Handlingsplanen slår fast at Energidepartementet skal vareta heilskapen i energieffektiviseringspolitikken til regjeringa. Vidare slår han fast at alle sektordepartementa har eit sjølvstendig ansvar for å følge med på energibruken i sin sektor og for å bidra til at regelverket varetar omsynet til energieffektivisering og meir fleksibel energibruk. Regjeringa har gitt NVE eit særleg ansvar for å ha god kunnskap om energibruk og energieffektivisering og bidra til energieffektivisering på tvers av sektorar. For å følge opp satsinga på energieffektivisering har regjeringa i 2024 styrkt NVE, Direktoratet for byggkvalitet (DiBK) og Husbanken.

Eit nasjonalt mål for energieffektivisering bidrar med å sette retning for energieffektiviseringsarbeidet, og regjeringa stadfesta i handlingsplanen at målet om å forbetre energiintensiteten med 30 prosent frå 2015 til 2030 står fast. Energidepartementet rapporterer årleg om status. Regjeringa har også sett eit mål om at straumforbruket i den totale bygningsmassen skal vere redusert med 10 TWh i 2030 samanlikna med 2015. Ei omlegging frå effektivisering av energi til effektivisering av straum vil bidra til at verkemidla til regjeringa i større grad trekker i same retning. Ei omlegging av oppvarming frå straum til andre energiberarar, som fjernvarme og bioenergi, vil bidra til å dempe behovet for ny kraft- og nettutbygging og vil legge til rette for at det kan etablerast ny industri.

Regjeringa har sett i gang arbeidet med å forme ut ein ny styringsavtale med Enova som skal gjelde for perioden 2025–2028. Enova er eit sentralt klima- og energiverkemiddel for å bidra til omstillinga til lågutsleppssamfunnet. Energidimensjonen blir ein viktig del av den kommande styringsavtalen, og Enova skal støtte opp under målet om ein styrkt kraft- og effektbalanse. I den kommande avtaleperioden skal Enova tilby støtte til energieffektivisering i hushaldssektoren utan krav til varige marknadsendringar.

Energibruk i bygg

Energibruk i bygg står for om lag 40 prosent av energibruken i Noreg, og over 50 prosent av straumforbruket. Strøm utgjer nesten 80 prosent av den totale energibruken i bygg. Det blir retta mykje merksemd mot energibruk i bygg i handlingsplanen for energieffektivisering.

Regjeringa har starta ein gjennomgang av byggteknisk forskrift (TEK) og byggesaksforskrifta. Direktoratet for byggkvalitet (DiBK) skal greie ut moglege endringar i byggteknisk forskrift (TEK) og byggesaksforskrifta som kan legge til rette for energieffektivisering, energifleksibilitet og lokal energiproduksjon i nye og eksisterande bygg.

Regjeringa jobbar for å forbetre energimerkeordninga for bygg. Departementet sende eit forslag til endringar i energimerkeforskrifta for bygningar på høyring 5. juli 2024, med frist 4. oktober 2024. Forslaget vil gjere ordninga meir relevant for heile bygningsmassen, premiere oppvarmingsløysingar som samspeler godt med kraftsystemet, og bidra til at energimerkeordninga i større grad kan samspele med og støtte opp under andre verkemiddel, for eksempel støtteordningane til Enova og taksonomiregelverket.

I 2023 lanserte regjeringa ei tilskotsordning i regi av Husbanken for energitiltak i kommunale bygg, inkludert utleigebustader, omsorgsbustader og sjukeheimar. Tilskotsordninga er sentral i satsinga på energieffektivisering i bygg og har vore etterspurd av kommunane. Regjeringa er opptatt av at tilskotsordninga også bidrar til at hushald med lågare inntekter kan få meir energieffektive bustader. I 2024 fekk Husbanken ei føring om at kommunalt eigde utleigebustader skal prioriterast, og denne føringa blir vidareført i 2025.

Handlingsplanen for energieffektivisering slår fast at regjeringa vil greie ut krav om individuell måling og fakturering av varme og kjøling i bygningar som har felles anlegg for romoppvarming eller tappevatn. Departementet sende 19. februar 2024 eit oppdrag til NVE der departementet bad NVE om å gjennomføre oppdaterte vurderingar av kostnader og nytteverknader knytte til individuell måling av varme og kjøling. NVE skal svare på oppdraget innan 1. desember 2024. Når svaret ligg føre, vil departementet vurdere vidare oppfølging.

Betre informasjon og auka kunnskap og kompetanse vil bidra til at fleire energieffektiviseringstiltak blir sette i verk. I 2022 gav departementet NVE i oppgåve å utvikle og sette i gang eit informasjonsopplegg om energisparing og effektivisering retta mot hushald, kommunar og næringsbygg. Eitt av resultata av dette er nettstaden sparenergi.no, som blei oppretta av NVE og Enova i samarbeid med Statsbygg, DiBK og Miljødirektoratet. Departementets styrking av NVE legg til rette for at NVE kan føre vidare og vidareutvikle informasjonsarbeidet retta mot energieffektivisering. Enova speler ei viktig rolle i å bidra til auka kompetanse og kunnskap i marknaden, slik at fleire lønnsame energitiltak blir gjennomførte.

Energieffektivisering i industrien

Energieffektivisering i industrien er ein sentral del av den styrkte satsinga, og regjeringa vil at dei føretaka som bruker mest energi, skal fokusere spesielt på å bruke energien mest mogleg effektivt. Regjeringa er i ferd med å innføre krav om at føretaka med størst energiforbruk skal gjennomføre regelmessige energikartleggingar. Krava inneber at føretaka skal utarbeide ein gjennomføringsplan for lønnsame energitiltak som skal leggast fram for leiinga, og at dei skal vere opne om funna frå kartleggingane og gjennomføringa av tiltak.

Regjeringa er i ferd med å innføre krav om at aktørar som etablerer eller oppgraderer energiintensive anlegg, skal gjennomføre ein kost-nytte-analyse av moglegheitene for å utnytte overskotsvarme. Krava omfattar kraftverk, industrianlegg og anlegg for energiproduksjon med over 20 MW tilført varmeeffekt i tillegg til fjernvarmeanlegg og fjernkjøleanlegg. For slike anlegg kan det i enkeltvedtak stillast krav om at overskotsvarmen skal utnyttast dersom kost-nytte-analysen viser at fordelane ved dette er større enn kostnaden. Datasenter med over 2 MW tilført elektrisk effekt, og andre anlegg med tilført elektrisk effekt på over 20 MW, fell også inn under kravet om kost-nytte-analyse, men kan ikkje påleggjast gjennomføring. Lovendringane er vedtatt, men har ikkje tredd i kraft.

Regjeringa vil i tillegg vurdere strengare krav, og NVE leverte 18. juni svar på eit oppdrag om å greie ut strengare krav til utnytting av overskotsvarme. I utgreiinga har dei mellom anna sett på om fleire anlegg skal omfattast av kravet om å gjennomføre ein kost-nytte-analyse av utnytting av overskotsvarme, og om det skal stillast strengare krav til at lønnsame tiltak må gjennomførast. Innspelet frå NVE er no til vurdering i departementet.

Regjeringa, LO, NHO, Fellesforbundet, Norsk Industri og IE & FLT blei 15. mars 2024 einige om eit forslag til ei langsiktig og føreseieleg CO₂-kompensasjonsordning som også bidrar til å redusere klimagassar og energieffektivisering. Forslaget går ut på at det blir innført krav i ordninga om at minst 40 prosent av kompensasjonen bedriftene får utbetalt gjennom perioden, må brukast på tiltak som bidrar til utsleppsreduksjonar og/eller energieffektivisering i bedrifta eller bedriftskonsernet. Tiltaka skal gjennomførast i Noreg.

Energieffektivisering i offentleg sektor

Regjeringa har slått fast at staten skal gå føre i arbeidet med energieffektivisering. For eksempel har regjeringa bestemt at nye statlege byggeprosjekt skal planleggast og gjennomførast med ein energistandard som minimum held passivhusstandard. Når det er lønnsamt gjennom levetida til investeringa, skal byggeprosjekt i statleg sivil sektor også inkludere lokal fornybar energiproduksjon, inkludert fjernvarme og overskotsvarme. Regjeringa innførte for 2024 ei føring for departement og underliggande verksemder om at dei skal gjere systematiske vurderingar av eigen energibruk og ta i bruk lønnsame energieffektive løysingar og auke energifleksibiliteten der dette er relevant.

Regjeringa arbeider også med fleire verkemiddel som skal sette kommunar og fylkeskommunar i betre stand til å følge opp energibruksutviklinga innanfor ansvarsområda sine. Regjeringa har revidert dei statlege planretningslinjene for klima- og energiplanlegging og klimatilpassing (SPR klima og energi), og desse var på høyring våren 2024. Eitt av formåla med forslaget til reviderte retningslinjer er å sørge for å halde oppe god forsyningssikkerheit for energi. Som eit ledd i dette er mellom anna energibruksdimensjonen konkretisert og styrkt.

I handlingsplanen for energieffektivisering blei det varsla at regjeringa ville etablere eit kompetanseforum for energieffektivisering for kommunane i regi av NVE. NVE er i gang med arbeidet, og i mai 2024 gjennomførte dei eit opningsseminar i samarbeid med KS og Norsk Kommunalteknisk Forening (NKF). Formålet med kompetanseforumet er at kommunane skal kunne utveksle erfaringar og kunnskap om energieffektivisering. NVE legg opp til at erfarings- og kunnskapsutvekslinga skal skje ved at ein bygger på dei etablerte nettverka til NKF og KS.

Vidare har regjeringa bedt NVE om å etablere ein kommunal energirekneskap. Rekneskapen skal bidra til at kommunane får betre oversikt over energibruken hos seg, og vil vere nyttig for kommunane i rolla som for eksempel planmyndigheit og byggherre. Departementet har bedt om at første publisering av den kommunefordelte energirekneskapen er offentleg tilgjengeleg i løpet av 2024.

8.5 Status og perspektiv for den norske kraftsituasjonen

Endringane i energiproduksjon og -forbruk i Noreg og i landa rundt oss vil krevje meir av kraftsystemet i åra framover. Som både Energikommisjonen og Straumprisutvalet peika på, gir dette eit større behov for å overvake den løpande situasjonen i kraftmarknaden og gjere vurderingar av langsiktige utviklingstrekk. Ressursane til analysar og modellutvikling i NVE er auka dei siste åra. Denne satsinga vil bidra til betre informasjon om tilstanden i kraftsystemet på kort sikt, og til meir kunnskap om den langsiktige utviklinga.

Energidepartementet har gitt NVE i oppdrag å utarbeide eit opplegg for to nye faste analysar av kraftsystemet – for det første ei årleg rapportering om tilstanden i kraftsystemet, og for det andre ein regelmessig analyse av den heilskaplege utviklinga i det norske kraftsystemet, i lys av ulike utviklingstrekk og målsettingar på klima-, nærings- og energiområdet. I 2024 har NVE gjennomført forenkla analysar av mellom anna verknader av klimatiltak og auka elektrifisering, jf. kapittel 8.5.2.

I eit kraftsystem med ein større andel uregulerbar kraftproduksjon og høgare elforbruk blir tilgangen på effekt og fleksibilitet avgjerande for å halde oppe forsyningssikkerheita. NVE vil publisere nye analysar av utviklinga i effektbalansen i oktober. På same tid legg dei også fram eit tillegg til den langsiktige kraftmarknadsanalysen sin frå 2023, der anslaga for utviklinga i forbruk, produksjon og kraftprisar er forlengde til 2050.

Utviklinga i kraftsystema i dei europeiske landa har allereie no synlege verknader på dei norske kraftprisane. Ein raskt aukande andel sol- og vindkraft påverkar prisvariasjonen over døgn og sesongar, men kan også påverke det langsiktige kraftprisnivået. Kortsiktige analysar av kraftsystemet tyder på at forbruksveksten i Europa og Norden ikkje er like stor som tidlegare antatt. Fleire periodar med overskot på sol- og vindkraft aukar sjansane for lange periodar med låge kraftprisar, noko som også vil påverke norske kraftprisar.

8.5.1 Utviklinga i kraftprisar

Dei siste åra har kraftprisane vore prega av usikkerheit og store variasjonar. Frå og med desember 2021 og utover i 2022 nådde kraftprisen rekordhøge nivå i Noreg og resten av Europa. Mangel på gass som følge av Russlands angrep på Ukraina, kombinert med redusert tilgang på kjernekraft på kontinentet, eit større innslag av vêravhengig kraftproduksjon og ugunstige vêrforhold, bidrog til stor usikkerheit i energimarknadene. I Alt i alt bidrog dette til å presse prisane på kraft opp til nivå vi aldri før hadde sett. Det var stor usikkerheit om utviklinga framover, og også prisane på terminkontraktar nådde svært høge nivå.

I Noreg var det kraftprisane i sør som blei sterkast påverka. Den sterke tilknytinga Sørvest-Noreg (NO2) har til den europeiske kraftmarknaden, gjorde at det var i NO2 kraftprisane nådde dei høgaste nivåa, med ein gjennomsnittspris for 2022 på 213 øre/kWh. Parallelt med dette oppstod det større prisforskjellar mellom dei sørlege prisområda og ein langt høgare variasjon i kraftprisane enn vi tidlegare har sett. Perioden var prega av fleire timar med rekordhøge pristoppar og stadig fleire timar med negative prisar. På det høgaste dette året var den gjennomsnittlege kraftprisen gjennom eitt døgn 645 øre/kWh, medan han på det lågaste var –40 øre/kWh i NO2.

Figur 8.1 viser korleis kraftprisen i NO2 har utvikla seg frå 2011 til 2024 (per 14. august). Den svarte linja viser gjennomsnittleg månadsspotpris, medan dei stipla linjene viser pristoppane og prisbotnane per månad. Figuren illustrerer at tidlegare variasjonar i den norske kraftprisen i ulike tørrår og våtår i denne perioden er små samanlikna med variasjonen dei siste åra.

Forstørr bilete

Kjelde: Nord Pool

Gjennom 2023 var kraftprisane i gjennomsnitt mykje lågare enn i 2022, men 2023 var også prega av langt høgare kraftprisar enn det vi historisk har sett i det norske kraftsystemet. Samtidig oppstod det også lengre periodar enn vi tidlegare har sett med negative kraftprisar. Dette bidrog til å dra gjennomsnittsprisane for 2023 ned. I både NO1 og NO5 var det to veker på rad med negativ gjennomsnittspris på hausten. Dette fall saman med ekstremvêret Hans, som i løpet av kort tid gav ein kraftig auke i fyllingsgraden i magasina og mykje tvungen produksjon av vasskraft i desse prisområda. Figur 8.2 viser månadleg gjennomsnittleg kraftpris frå 2021 til 2024 (per 14. august) og dessutan månadlege pristoppar og -botnar.

Forstørr bilete

Kjelde: Nord Pool

Prisnivået så langt i 2024 har vore mykje lågare enn i dei to åra før, med mindre prisforskjellar både internt i Sør-Noreg og mellom nord og sør. Mykje snø i Sør-Noreg gjennom vinteren gjorde at ressurssituasjonen betra seg vesentleg utover våren. Dette bidrog til at magasinfyllinga i Sør-Noreg gjennom våren til tider var over tidlegare historisk maksimumsnivå. Per veke 35 er fyllingsgraden i NO1, NO2 og NO5 på høvesvis 95, 83 og 89 prosent. Dette har bidratt til å halde kraftprisane i Sør-Noreg på eit relativt lågt nivå så langt i år.

Gjennom sommaren har vi likevel sett prisforskjellar internt i Sør-Noreg også i år. I tillegg til løpande forskjellar i vêr- og ressurssituasjon i delar av Sør-Noreg kjem dette av utvekslingskapasiteten NO2 har med kontinentet, tilgangen på stor magasinkapasitet med god reguleringsevne og flaskehalsar internt mellom prisområda. Figur 8.3 viser differansen i kraftprisen per veke mellom NO1 og NO2. I Midt- og Nord-Noreg har ressurssituasjonen så langt i år vore svakare enn sør i landet, men trass i dette har kraftprisane halde seg låge også her. Per veke 35 er fyllingsgraden i NO3 og NO4 på høvesvis 83 og 69 prosent.

Forstørr bilete

Kjelde: Nord Pool

Sjølv om kraftprisane no har stabilisert seg på eit lågare nivå, er prisane i Sør-Noreg framleis prega av meir uvisse og variasjon enn vi historisk har sett. Utfasing av fossil energi og kjernekraft på kontinentet, kombinert med eit større innslag av fornybar og uregulerbar produksjon som vind- og solkraft, har bidratt til dette. Den vêravhengige og uregulerbare kraftproduksjonen har særleg gjort at kraftprisane på kontinentet har variert meir enn før, men ettersom Noreg er knytt til det europeiske kraftsystemet, blir også vi eksponerte for desse variasjonane.

Dei to siste åra har timar med nullprisar og negative kraftprisar førekomme mykje oftare enn før. Negative kraftprisar dukka første gong opp i 2020, og i løpet av det siste året har det oppstått lengre periodar med vedvarande negative prisar ved fleire tilfelle. Det skjedde mellom anna hausten 2023, da det var fleire veker med negativ gjennomsnittspris i NO1 og NO5. Denne utviklinga har halde fram i 2024, der det særleg har vore lange periodar med negative prisar sommarstid og stadig nye rekordar i størrelsen på dei negative prisane. Sjå figur 8.4, som viser korleis talet på timar per år med negative kraftprisar har utvikla seg frå 2019 til 2024 (per 14. august 2024). Periodar med overskot på sol- og vindkraft i dei europeiske landa er den viktigaste årsaka til utviklinga. Den lågaste registrerte kraftprisen så langt er –71 øre/kWh, som blei registrert i prisområde NO1 og NO2 den 11. august. I NO1 var det dette døgnet negative prisar på kraft i seks timar samanhengande og i elleve timar totalt. Ein større andel negative prisar sommarstid vil påverke kor lønnsamt det er med for eksempel solkraftproduksjon, men vil også bidra til at det blir meir lønnsamt med løysingar som gir lagringsevne og fleksibilitet i kraftsystemet.

Forstørr bilete

Kjelde: Nord Pool

Ein god ressurssituasjon i Sør-Noreg og Norden og låge kraftprisar har gjort at terminprisane utover hausten og for den kommande vinteren er mykje lågare i år enn det vi til tider har sett dei siste åra. Per august 2024 er terminprisane for Q4 2024 og Q1 2025 på 60–75 øre/kWh i dei tre sørlege prisområda. Prisnivået har vore relativt stabilt i lengre tid, noko som tyder på mindre usikkerheit i marknadene for langsiktige kontraktar på kraft enn vi har sett dei siste åra. Samtidig er utviklinga i dei europeiske marknadene framleis prega av ein meir usikker situasjon enn før, der særleg tilgangen til og prisane på gass har mykje å seie for nivået på kraftprisane vinterstid. Dette kan også påverke norske kraftprisar.

8.5.2 Utviklinga i kraftsystemet

Noreg har i dag eit berekna overskot på kraftbalansen tilsvarande om lag 18 TWh i eit normalår. Vi har likevel eit vêravhengig kraftsystem, som fører til at den totale kraftproduksjonen svingar naturleg frå år til år. I 2023 blei det produsert 154 TWh kraft. Det er berre i åra 2020 og 2021, med høvesvis 154,2 TWh og 157,1 TWh, det har blitt produsert meir kraft i Noreg i løpet av eitt år. Kraftproduksjonen fordeler seg over fleire fornybarteknologiar, der vasskrafta framleis utgjer den største andelen med om lag 88 prosent av den norske normalårsproduksjonen.

Dei siste åra har utbygginga av andre fornybarteknologiar ført til eit større innslag av uregulerbar vind- og solkraftproduksjon i det norske kraftsystemet. Vindkraft utgjer no om lag 11 prosent av den årlege produksjonen, tilsvarande om lag 17 TWh i normalårsproduksjon. Dette er ein auke på nesten 10 TWh sidan 2019.

Den prosentvise veksten i installert effekt for solkraft i Noreg har vore stor dei seinare åra. Ved utgangen av juli 2024 var samla installert kapasitet for solkraft 691 MW fordelte over meir enn 31 000 anlegg i Noreg, mot 68 MW i 2019. Dette svarer til ein gjennomsnittleg årleg produksjon på om lag 0,5 TWh.

Den norske produksjonsevna har samla sett auka med i overkant av 20 TWh dei siste ti åra. Det norske kraftforbruket som del av totalt energiforbruk er høgt samanlikna med forbruket i andre land. Høg elektrifiseringsgrad og stort oppvarmingsbehov er viktige årsaker til dette. Til liks med produksjonen varierer også forbruket frå år til år, mellom anna på grunn av svingingar i temperaturar, prisar og økonomisk utvikling. Dei siste ti åra har straumforbruket i Noreg auka med om lag 10 TWh, men det har i denne perioden variert frå om lag 130 til 137 TWh per år. I 2023 var det totale kraftforbruket om lag 136 TWh. Dette er om lag 3 TWh lågare enn i 2021 og på nivå med det samla kraftforbruket i 2018. Tala er ikkje temperaturkorrigerte.

I åra framover vil omstilling av eksisterande verksemder, elektrifisering og utvikling av ny industri innebere at kraftforbruket veks raskare enn før. Kor mykje forbruk som vil bli etablert, er avhengig av ei rekke faktorar. Rammevilkår, tilgang på nett og kraft, og prisane på dette, er viktige forhold aktørane vurderer ved etablering av nytt forbruk. Derfor vil også utviklinga i dei internasjonale energimarknadene og kraftsystema i andre land kunne påverke om forbruket blir etablert i Noreg eller ikkje, og kva press vi eventuelt kan sjå på det norske kraftsystemet. Samtidig vil større forbruk isolert sett føre til auka kraftbehov, som igjen kan føre til auka kraftprisar.

Utan ein tilsvarande auke i ny produksjon vil dagens kraftoverskot bli redusert. NVE har i den langsiktige kraftmarknadsanalysen sin frå 20236 lagt til grunn at forbruket aukar til i overkant av 163 TWh fram mot 2030, og at den norske kraftbalansen vil nærme seg null på dette tidspunktet. Dette trekker i retning av eit større behov for å importere kraft og periodar med høgare straumprisar, for eksempel i år med mindre nedbør og vind enn normalt. NVE reknar med at den gjennomsnittlege kraftprisen i Noreg i eit normalår vil ligge på rundt 80 øre/kWh i 2030, med nokre variasjonar mellom dei ulike delane av landet. Samanlikna med åra før 2021 blir prisen trekt opp av ei forventning om høgare brensel- og CO₂-prisar, og ein strammare kraftbalanse innanlands. Høgare kraftprisar vil gjere det meir lønnsamt å bygge ny kraftproduksjon.

Etablering av meir produksjon vil i sin tur kunne føre til at kraftprisen går ned. Føresett ei stor utbygging av havvind, i tillegg til sol- og vindkraft på land, er det forventa lågare prisar fram mot 2040. NVE har anslått gjennomsnittsprisen i 2040, dersom det er eit normalår, til om lag 49 øre/kWh. Samtidig vil eit meir vêravhengig kraftsystem bidra til at prisane kan variere meir enn i dag, både mellom år og mellom ulike tider på året.

Forstørr bilete

¹ I den kortsiktige analysen frå 2024 er ikkje forbruk til pumpekraft inkludert.

Kjelde: NVE

Ein stor del av veksten NVE anslår i forbruket dei neste åra, antar dei kjem frå hydrogenproduksjon, batterifabrikkar, datasenter, transport og petroleumssektoren. Kor rask og kor stor forbruksveksten i desse kategoriane blir, er likevel usikkert. I analysen av kortsiktig kraftbalanse, frå juni 20247, har NVE justert ned forbruksveksten fram mot 2028 frå tilsvarande rapport i 20238, jf. figur 8.5. Dette kjem av forseinkingar i fleire store prosjekt innanfor kraftintensiv industri, batterifabrikkar og hydrogenproduksjon og i petroleumssektoren. I tillegg peikar NVE på at fleire store industriprosjekt er lagde på is eller avvikla. NVE reknar derfor med at det norske kraftoverskotet held fram dei neste fem åra, men at overskotet blir redusert til 9 TWh i 2028.

Statnett la fram dei kortsiktige kraftmarknadsanalysane sine for perioden 2024–2029 den 2. september 2024. Deira analysar viser ei liknande utvikling som dei kortsiktige framskrivingane til NVE; forbruksveksten er lågare og forskyvd samanlikna med tidlegare analyser. Statnett viser til at det tar lengre tid enn det mange aktørar har varsla, før nytt forbruk blir realisert, og peikar på at også forbruksveksten i Europa blir lågare enn det ein tidlegare har trudd. Statnett anslår eit norsk kraftoverskot på 3 TWh i 2029.

NVEs scenarioanalysar av kraftsystemet

NVE starta i 2024 arbeidet med å analysere alternative scenario til utviklinga i basisbanen i den langsiktige kraftmarknadsanalysen sin. Hovudfokuset i dei forenkla scenarioanalysane frå NVE i år er vurderinga av korleis klimatiltak kan påverke kraftforbruk, kraftbalanse og kraftprisar. I tillegg har NVE gjort ein sensitivitetsanalyse med etablering av meir ny industri og ein sensitivitetsanalyse av verknaden ein høgare utbyggingstakt får for ny kraftproduksjon.

Scenarioanalysane av klimatiltak baserer seg på Miljødirektoratets siste tiltaksrapport, Klimatiltak i Norge – kunnskapsgrunnlag 2024, der Miljødirektoratet har anslått eit kraftbehov knytt til ulike tiltak for utsleppsreduksjonar i Noreg fram mot 2030 og 2035. Dersom alle tiltaka i Miljødirektoratets rapport blir gjennomførte, vil norske utslepp vere 63 prosent lågare i 2035 enn dei var i 1990. Ifølge Miljødirektoratet vil tiltaka medføre eit auka kraftbehov på 43 TWh samanlikna med forbruket i 2022.

Kva verknader ulike mål for Noregs utsleppsreduksjonar får på kraftsystemet, avheng av ambisjonsnivået og korleis måla skal oppfyllast. NVE har analysert to ulike scenario: «Klimatiltak» og «Elektrifisering». «Klimatiltak» representerer eit kraftforbruk som er i tråd med Miljødirektoratets anslag for ein reduksjon i klimagassutslepp under innsatsfordelinga (ESR9) som er stor nok til å oppfylle Noregs forplikting for 2030. Scenarioet illustrerer éin mogleg utviklingsbane for å klare Noregs klimaforplikting. I realiteten er det fleire vegar til å nå målet, med ulike gradar av elektrifisering og bruk av biobrensel. Sidan Noreg berre har lovfesta klimamål for 2030, har NVE berre vurdert verknaden for dette modellåret.

I «Elektrifisering» aukar kraftforbruket ytterlegare, sidan dette scenarioet bygger på at alle tiltak som Miljødirektoratet har greidd ut, blir gjennomførte i Noreg, også dei innanfor EU ETS. Scenarioet illustrerer korleis ei utstrekt elektrifisering av den norske økonomien, med større reduksjonar i norske klimagassutslepp enn det som er lovfesta, kan påverke kraftmarknaden.

Figur 8.6 viser endringane i dei ulike scenarioa samanlikna med NVEs basisbane. I basisbanen reknar NVE med at kraftoverskotet i Noreg går frå eit overskot på om lag 18 TWh i dag til nærmare null i 2030, men at det deretter aukar fordi det kjem til meir produksjon fram mot 2035. I scenarioet «Klimatiltak» for 2030 bereknar NVE at klimatiltaka aukar kraftforbruket med 8 TWh samanlikna med «Basis» i 2030. Sidan dette omhandlar tiltak i ikkje-kvotepliktige sektorar, aukar forbruket mest for sektorane transport og andre næringar. I scenarioet «Klimatiltak» blir den berekna kraftbalansen i Noreg i 2030 –8 TWh, og kraftprisen blir 5 øre/kWh høgare enn i NVEs basisbane. Prisverknaden av det auka forbruket vil variere i ulike delar av landet, avhengig av kraftsituasjonen i det aktuelle området. Prisverknaden vil også variere frå år til år, avhengig av vêrforhold.

I scenarioet «Elektrifisering» vil forsterka verkemiddelbruk føre til eit kraftunderskot i eit normalår på –14 til –15 TWh i 2030 og 2035, inkludert føresetnaden om at havvindutbygginga i Sørlege Nordsjø II fase 1 og to av prosjektområda ved Utsira Nord blir realiserte i same periode. Gjennomføringa av elektrifiseringstiltaka i Miljødirektoratets tiltaksrapport gir ein auke i kraftprisen på 17–20 øre/kWh i 2035 i eit gjennomsnittleg verår samanlikna med NVEs basisscenario. Prisverknaden varierer i ulike vêrår og i ulike delar av landet, avhengig av kraftsituasjonen i det aktuelle området.

NVEs analysar viser at kraftprisane i 2035 vil bli meir påverka av endringar i kraftbalansen enn av kraftprisane i 2030. Dette kjem dels av at kraftsystemet i landa rundt oss og i Noreg vil vere endra i 2035. Andelen uregulerbar produksjon vil vere høgare, noko som vil bidra til at kraftsystemet blir mindre fleksibelt.

Samanlikningsgrunnlaget for scenarioanalysane er basisbanen i NVEs langsiktige kraftmarknadsanalyse frå 2023, der allereie vedtatt politikk inngår. Ein del av tiltaka frå Miljødirektoratets rapport er allereie reflekterte i forbruksanslaga i denne banen, og scenarioanalysane viser dermed endringane som følger av å inkludere dei ekstra tiltaka frå rapporten. Dette er ei av årsakene til at for eksempel elektrifiseringsscenarioet gir lågare utslag i kraftforbruket enn Miljødirektoratets anslag på 43 TWh.

Eit større underskot i kraftbalansen vil gjere oss meir avhengige av import, men også ha verknad for effektbalansen, behovet for nettinvesteringar og forsyningssikkerheita. NVE har ikkje sett på detaljerte systemverknader i den forenkla scenarioanalysen i år. Andre politiske målsettingar eller vedtak som potensielt kan gi auka etterspørsel etter kraft, utover dei som er føresette i Miljødirektoratets tiltaksrapport og i NVEs basisscenario, er ikkje tatt med.

I sensitivitetsanalysen, der det i tillegg blir lagt til grunn ei raskare etablering av ny industri, vil kraftbalansen svekke seg ytterlegare. På den andre sida vil ein auka utbyggingstakt for ny produksjon i 2030–2035 gjere at kraftbalansen ikkje svekker seg like mykje, og prisauken på kraft som følge av auka forbruk vil bli dempa.

NVE vil legge fram ein fullstendig rapport med årets scenarioanalyse i løpet av oktober.

Forstørr bilete

Kjelde: NVE

Utviklinga i effektbalansen

Evna til å halde oppe balansen i kraftsystemet, også i dei periodane på året der forbruket er høgast, avheng av tilstrekkeleg tilgang på regulerbare kraftressursar og fleksibilitet. Tradisjonelt har vi i Noreg, med den regulerbare vasskrafta vår, hatt eit stort effektoverskot. NVE fekk våren 2021 i oppdrag av Olje- og energidepartementet å greie ut kva verknad ei større elektrifisering vil ha på forsyningssikkerheita og effektbehovet. NVE la fram ein utgreiingsrapport i starten av 2022. Rapporten peika på at den norske effektbalansen gradvis vil bli strammare, i takt med eit aukande effektbehov som følge av sterkare forbruksvekst fram mot 2030. Det som er forventa av ny produksjonskapasitet, er i stor grad uregulerbar og vêravhengig kraft. Dette er ei utvikling som også vil prege nabolanda våre, noko som kan påverke moglegheita til å importere kraft i periodar med eventuell effektknappleik i Noreg.

For energimyndigheitene er det nødvendig å overvake utviklinga i effektbalansen og vurdere behovet for tiltak eller verkemiddel. NVE har i 2024 gjort ei oppdatert vurdering av utviklinga i effektbalansen der også verknadene av scenarioa for ei større elektrifisering er tatt med. Dei har mellom anna vurdert korleis det maksimale effektbehovet vil utvikle seg framover, og korleis effektbalansen vil sjå ut dersom maksimalt effektbehov fell saman med låg tilgjengeleg effekt. NVEs analysar tyder på at den norske effektbalansen i basisbanen vil vere omtrent i null i 2030, men at han vil vere svakt betra frå vurderingane i 2022. Ved ei større elektrifisering vil effektbalansen svekke seg og vere negativ i 2030 og 2035. For dei nordiske landa samla er effektbalansen negativ. Dette kan gi utfordringar også for Noreg i anstrengde situasjonar. NVE publiserer ein rapport om vurderinga i oktober.

Kraftsystemet fram mot 2050 – oppdatering av den langsiktige kraftmarknadsanalysen

NVE har i 2024 arbeidd med å utvide analysehorisonten i den langsiktige kraftmarknadsanalysen frå 2023 (LA23). I «Basis 2050» har NVE forlengd sluttpunktet for basisbanen i LA23 med 10 år – frå 2040 til 2050. Dette gir meir innsikt i utviklinga av kraftsystemet på lang sikt.

Ifølge NVE vil klimaomstilling og sikkerheitspolitikk vere det som driv utviklinga i kraftsystemet i Norden og på kontinentet fram mot 2050. Utsleppskutt innanfor industri, bygg og transport bidrar til auka etterspørsel etter kraft. Kombinert med ny kraftkrevjande industri og auka produksjon av grønt hydrogen kan dette innebere ein stor forbruksvekst fram mot 2050. Mykje av forbruket vil bli dekt av ei stor utbygging av vindkraft til havs, samt solkraft og vindkraft på land. Ein aukande andel uregulerbar kraftproduksjon vil føre til større behov for fleksibilitet i systemet fram mot 2050, og kostnader knytte til fleksibilitetsteknologiar kan bli viktigare for kraftprisen. I NVEs analyse er forbruk til hydrogenproduksjon ei viktig kjelde til fleksibilitet. Teknologikostnader knytte til elektrolyse og den framtidige marknadsprisen på hydrogen kan derfor få mykje å seie for kraftprisane i framtida.

NVE presiserer at det er mykje som er usikkert når det gjeld utviklinga fram mot 2050, særleg når det gjeld forbruksutviklinga. Mange land har store politiske initiativ som kan auke behovet for kraft, for eksempel strategiar for batteriproduksjon, hydrogenproduksjon og datasenter. Samtidig ser NVE at det globalt er sterk konkurranse om å trekke til seg kompetanse og utvikle liknande industriar.

Dersom forbruket av kraft veks raskare enn produksjonen over tid, vil Noreg bli avhengig av å importere kraft også i timar der krafta er eit knappleiksgode i landa rundt oss. Det vil trekke norske kraftprisar opp og kunne verke dempande på ein antatt forbruksvekst.

NVE forventar at ein høgare europeisk andel fornybar produksjon gir eit fall i kraftprisen fram mot 2040 og 2050. I NVEs referansebane har Noreg eit kraftoverskot på rundt 8 TWh i 2050. Norden samla sett har eit overskot på nesten 60 TWh. Til liks med kraftprisen i resten av Europa fell den gjennomsnittlege kraftprisen i Noreg mellom 2040 og 2050. Kraftprisen i NVEs referansebane ligg på 42 øre per kWh i 2050, ned frå 49 øre/kWh i 2040.

9 Lærdom av Fosen-saka

I samband med behandlinga av Dokument 8:115 (2023–2024) og Innst. 433 S (2023–2024) 19. juni 2024 gjorde Stortinget oppmodingsvedtak 822:

«Stortinget ber regjeringen ta lærdom av Fosen-saken. Bedre kunnskap om vindkraftens påvirkning på reindrift, styrket kompetanse på ivaretakelse av reindrift som samisk kulturbærer i kommunal, regional og statlig forvaltning og mulige tiltak som tilrettelegger for raskere avklaring av rettslig prøving av gyldighetsspørsmål, bør vektlegges. Regjeringen bes redegjøre for Stortinget om framdrift i arbeidet på egnet vis i løpet av høsten 2024.»

9.1 Bakgrunn

Vindkraftverka på Fosen fekk konsesjon av Noregs vassdrags- og energidirektorat (NVE) i 2010. Da hadde Midt-Noreg over tid hatt prioritet, også hos NVE. Regionen var i aukande grad eit område med for lite kraft og sårbar kraftforsyning som følge av at forbruket vaks raskare enn produksjonen. Tidvis var kraftprisane høge. Det var brei politisk semje om at situasjonen var uakseptabel.

Eit av tiltaka for å betre situasjonen var å be NVE prioritere å behandle søknader om ny kraftproduksjon i denne delen av landet.

Da NVE starta behandlinga av vindkrafta på Fosen, hadde dei om lag 30 ulike vindkraftprosjekt på Fosen og i Snillfjord-området til behandling. Å realisere så mange prosjekt var ikkje realistisk verken med tanke på mogelegheitene for nettilknyting eller av omsyn til interessene som ville bli ramma.

I mars 2009 valde NVE derfor å prioritere å behandle nokre av prosjekta i Midt-Noreg. Fire vindkraftverk på Fosen blei prioriterte, medan fire andre blei prioriterte ned. I tillegg anbefalte NVE at elleve prosjekt blei avslutta.

Vindforhold, lokal aksept og omsynet til reindrifta var noko av det NVE la til grunn for prioriteringane sine. Anbefalingane i fylkesdelplanen for vindkraft i Sør-Trøndelag blei også lagde til grunn. På dette tidspunktet var det eit tverrpolitisk ønske om å legge til rette for vindkraftutbygging, samtidig som det var utfordrande å finne lønnsemd i vindkraft. Det blei derfor lagt vekt på å velje prosjekt som hadde gode vindforhold og dermed moglegheit til å bli realiserte.

Roan og Storheia vindkraftverk var blant dei fire prosjekta NVE prioriterte for vidare behandling, saman med behandlinga av nødvendige nettanlegg, mellom anna ein ny kraftleidning på 420 kV frå Namsos til Trollheim sør for Trondheimsfjorden.

NVE tildelte konsesjon til Roan og Storheia vindkraftverk den 7. juni 2010. I vedtaka la direktoratet vekt på at dei konsesjonsgitte kraftverka i hovudsak hadde lokal og regional politisk støtte og i hovudsak følgde anbefalingane i fylkesdelplanen for vindkraft i Sør-Trøndelag.

Det blei sett ei rekke vilkår i konsesjonane av omsyn til reindrifta på Fosen, mellom anna at nokre delar av planområda skulle reduserast, og at andre område skulle takast ut av planane. I tillegg skulle fleire turbinar takast ut. Formålet med dette var å redusere verknadene for reindrifta, dei visuelle verknadene og direkte verknader for kulturminne. Konsesjonsvedtaka blei likevel påklaga av ei rekke partar, mellom anna reindrifta på Fosen.

Etter ønske frå reindrifta på Fosen blei det innhenta ei juridisk utgreiing av dei folkerettslege sidene ved vedtaka. Geir Ulfstein, professor ved Det juridiske fakultet ved Universitetet i Oslo, stod for utgreiinga på oppdrag frå Olje- og energidepartementet. Departementet la i all hovudsak vurderingane frå utgreiinga til grunn da dei behandla klagane.

Både NVE og departementet konsulterte reindrifta og Sametinget i saksbehandlinga. Den 26. august 2013, etter at konsultasjonane blei avslutta, stadfesta departementet NVEs vedtak med nokre endringar og ytterlegare avbøtande tiltak av omsyn til reindrifta. Det blei mellom anna sett restriksjonar for turbinplasseringar i Haraheia-delen av Roan vindkraftverk, som reindrifta hadde peika på som spesielt viktig.

Med dei avbøtande tiltaka på plass konkluderte departementet med at reindrifta kunne halde fram med næringsdrifta si, og at ein derfor var under terskelen som blir sett etter FN-konvensjonen om sivile og politiske rettar artikkel 27. Med det som utgangspunkt vurderte departementet om behovet for tiltaket og ulempene for reindrifta stod i eit rimeleg forhold til kvarandre. Departementet la i den samanhengen stor vekt på verdien av ny fornybar kraftproduksjon, med den krevjande kraftsituasjonen i regionen som bakgrunn.

Etter nokre justeringar i prosjekta, som først blei godkjende av NVE og deretter i klagevedtak frå departementet, starta byggearbeida opp i 2016, og vindkraftverka stod ferdige i 2019.

9.2 Skjønnsprosessen

Reindrifta har eit erstatningsrettsleg vern, og det kan ikkje gjerast inngrep i beiteområde utan etter avtale eller erstatning. Der partane ikkje blir einige om erstatninga, blir ho fastsett gjennom rettsleg skjønn, det vil seie gjennom behandling i domstolane.

I samband med ei sak om utmåling av erstatning kan partane krevje at retten tar stilling til om grunnlaget for saka står seg. Sagt med andre ord: Retten kan prøve om vedtaka som ligg til grunn for tiltaket, i dette tilfellet konsesjonsvedtaka frå 2013, er gyldige eller ikkje. Dersom retten finn at vedtaka ikkje er gyldige, skal retten nekte å fremme skjønnet, altså nekte å behandle erstatningsspørsmålet. Den sørlege av dei to reindriftsgruppene på Fosen (sørgruppa), la ned påstand om at retten skulle gjere det.

Inntrøndelag tingrett behandla 15. august 2017 sørgruppa sitt krav om at retten skulle nekte å fremme skjønnet. Tingretten kom til at konsesjonsvedtaket var gyldig, og at skjønnet skulle fremmast. Saka blei anka til lagmannsretten, og lagmannsretten kom 8. juni 2020 også til at skjønnet skulle fremmast. I motsetning til tingretten meinte lagmannsretten at reinen ville vike unna vindkraftverka. Lagmannsretten vurderte også bevisa i saka slik at reinen ville vike unna i så stor grad at områda måtte reknast som tapte som beiteområde.

Lagmannsretten baserte seg mellom anna på forsking som kom til etter at departementet hadde gjort konsesjonsvedtaka. For å halde oppe reintalet meinte lagmannsretten det var behov for vinterfôring i innhegning. Lagmannsretten sette derfor erstatninga vesentleg høgare enn tingretten hadde gjort.

Vindkraftkonsesjonæren, altså utbyggaren, anka til Høgsterett for begge reindriftsgruppene, fordi dei meinte erstatninga var sett for høgt. Sørgruppa anka også, fordi dei meinte at skjønnet ikkje skulle fremmast. Nordgruppa anka ikkje, men slutta seg til påstanden om at skjønnet ikkje skulle fremmast, da saka stod for Høgsterett.

Sidan Høgsterett skulle vurdere om konsesjonsvedtaket til departementet var gyldig, bad staten ved Olje- og energidepartementet 29. oktober 2020 om å få vere partshjelpar til fordel for Fosen Vind. Etter dagens system er det slik staten kan få gitt sitt syn på saka når retten vurderer om eit statleg vedtak er gyldig.

Den 11. oktober 2021 kom som kjent dommen frå Høgsterett. Dommen avslutta saka om fastsetting av erstatning mellom reindrifta og Fosen Vind. Domsslutninga lydde: «Skjønnet nektes fremmet.»

9.3 Kva har vi lært av Fosen-saka

Fosen-saka har vore krevjande og har påført reindrifta på Fosen ei stor belastning. Regjeringa har tatt og skal halde fram med å ta lærdom av saka, for å unngå at liknande situasjonar oppstår igjen.

Ei sentral årsak til at saka blei så belastande, var tidsaspektet. Det gjekk åtte år frå departementet vedtok å gi vindkraftkonsesjon på Fosen, til dommen i Høgsterett fall i 2021. Å stå i rettslege prosessar over fleire år er utmattande. Ei tidlegare rettsleg avklaring av om vedtaka var gyldige, ville redusert byrda for reindrifta på Fosen.

Staten må ta lærdom av saka. Når staten går inn som partshjelpar i skjønnssaker, må det kommuniserast betre og tydelegare kvifor staten gjer dette, og kva som er statens rolle og formål i slike samanhengar.

Det må også erkjennast at tida som gjekk frå dommen fall i Høgsterett, til saka blei løyst gjennom mekling, medførte ei ny belastning for reindrifta. Det fanst inga opplagt løysing å gripe til da Høgsterett avsa dommen sin. Sjølv om det kort tid etter at dommen fall, blei sendt brev til tiltakshavarane om at konsesjonsvedtaka skulle gjerast om, og sjølv om departementet i både pressemeldingar og intervju gjorde det klart at dei folkerettslege forpliktingane overfor reindrifta skulle overhaldast, var både reindrifta på Fosen og Sametinget bekymra for om regjeringa ville følge opp dommen på ein tilfredsstillande måte.

Konsultasjonsprosessane mellom reindrifta og departementa etter Høgsterett-dommen var krevjande, også fordi partane hadde ulike oppfatningar av den rettslege verknaden av dommen og kva som skulle vere prosessen vidare. Samtidig legg kontroll- og konstitusjonskomiteen til grunn i Innst. 433 S (2023–2024) at det er staten som har ansvaret for å drive prosessane framover, og regjeringa er einig i at det tok for lang tid. Men å avgjere korleis dommen skulle følgast opp, var ei vanskeleg vurdering, ettersom regjeringa også hadde eit sterkt ønske om å oppnå einigheit med både reindrifta og Sametinget gjennom konsultasjonsprosessane. I staden blei det slik at tidsbruken i konsultasjonane om utgreiingsprogrammet blei oppfatta som eit teikn på at det var tvil om staten ville følge opp dommen.

Med tydelegare kommunikasjon frå starten av kunne regjeringa ha skapt større forståing for at myndigheitene trong noko tid til å greie ut og vurdere korleis dommen skulle følgast opp. Regjeringa kunne også vore tydelegare på sitt ansvar for å følge opp saka og sikre vidare framdrift. Sentrale styresmakter var heller ikkje gode nok til å ta innover seg dei menneskelege sidene av saka og reaksjonane frå det samiske samfunnet.

Saka blei løyst gjennom dei minnelege avtalane som blei inngått 18. desember 2023 mellom Sør-Fosen sijte og Fosen Vind og 6. mars 2024 mellom Nord-Fosen siida og Roan Vind. Avtalane kom i stand som eit resultat av ein meklingsprosess mellom partane, som departementet tok initiativ til. Noregs institusjon for menneskerettar har, slik kontroll- og konstitusjonskomiteen peikar på i Innst. 433 S (2023–2024), halde fram at eit opplegg med ei uavhengig mekling er ein internasjonalt anerkjend metode i slike saker. Meklinga mellom partane på Fosen var likevel eit nybrottsarbeid i norsk samanheng.

Å løyse saka gjennom mekling kunne vore forsøkt tidlegare, særleg når det viste seg svært vanskeleg å få framdrift i konsultasjonane om utgreiingsprogrammet. Erfaringane med den utanrettslege meklinga er likevel eit positivt læringspunkt frå saka. Med meklingar leia av eit nøytralt meklingsteam med tilslutning frå begge partar blei det større rom for ein tillitsbasert dialog.

Det var viktig at saka fekk ei løysing. Avtalane mellom partane legg til grunn at staten skal bidra med å skaffe til vegar eit tilleggsareal for vinterbeite til reindrifta. Dette arbeidet er i gang, og Norsk institutt for bioøkonomi (NIBIO) har på oppdrag frå Energidepartementet greidd ut moglege tilleggsareal. Oppfølginga av statens forplikting etter meklingsavtalane er no på veg inn i neste fase.

9.4 Erfaringar som grunnlag for oppfølginga framover

Både varetakinga av den samiske reindrifta og omsynet til sikker energiforsyning er nasjonale interesser. Utbygging av kritisk infrastruktur skal ikkje krenke rettane minoritetar og urfolk har etter internasjonale konvensjonar eller norsk lov.

I desember 2023 la regjeringa fram ein tiltakspakke for reindrift og energi. Formålet med tiltakspakken er at reindrifta skal bli betre varetatt ved planlegging og utbygging av energi. Pakken inneheld fleire tiltak som skal legge til rette for vidare utbygging av nødvendig kraft og nett i Midt- og Nord-Noreg, samtidig som det blir tatt omsyn til reindriftsinteressene. Det skal vere mogleg å utvikle reindriftsnæringa i eit generasjonsperspektiv. Fleire av tiltaka rettar seg mot problemstillingar som har stått sentralt i Fosen-saka, og baserer seg på lærdom frå denne. Formålet med desse tiltaka er å unngå at liknande situasjonar oppstår i framtida. Fleire viktige tiltak blir allereie følgde opp i dei ulike departementa.

9.5 Behov for tidlegare rettsleg avklaring

Det gjekk som nemnt for lang tid før Fosen-saka fekk ei rettsleg avklaring. Fleire år med rettssaker og uvisse medførte ei stor belastning for dei to reindriftsgruppene på Fosen. Ei tidlegare rettsleg avklaring av om konsesjonsvedtaka var gyldige, med endeleg verknad for alle partar, ville redusert belastninga.

Regjeringa vil vurdere behovet for generelle endringar i prosessreglane, for å sjå på moglegheiter for tidlegare rettsleg avklaring av påstandar om ugyldige vedtak i konsesjons- og oreigningssaker. Formålet med det er å redusere belastningane og dei uheldige konsekvensane av at det tar lang tid før utfallet er endeleg avklart. Desse vurderingane omhandlar utprega juridiske og gjerne kompliserte spørsmål, og behovet og konsekvensane må derfor vurderast med grunnlag i alle typar oreigningssaker.

Justis- og beredskapsdepartementet har ansvaret for å greie ut behovet for regelendringar knytt til raskare rettsleg avklaring.

9.6 Forbetring av konsekvensutgreiingar og styrking av kunnskapsgrunnlaget

I Fosen-saka blei kunnskapen om korleis vindkraftverk påverkar reindrift, oppdatert undervegs i prosessen, etter at departementet gjorde vedtak. Jo betre konsekvensutgreiingane og kunnskapsgrunnlaget er, jo tryggare og meir føreseieleg blir den etterfølgande prosessen. Gode konsekvensutgreiingar er eit viktig grunnlag for avvegingane mellom ulike typar arealbruk.

Kommunal- og distriktsdepartementet og Klima- og miljødepartementet har starta ein gjennomgang av regelverket for konsekvensutgreiingar, mellom anna for å sjå på korleis regelverket kan legge betre til rette for vurderingar av reindrift.

Det skal fastsettast ein ny metodikk for vurderingar av reindrift i konsekvensutgreiingar, og særleg skal det vurderast korleis tradisjonell kunnskap skal innhentast. NIBIO er i sluttfasen på eit prosjekt om dette, og eit forslag til ny metodikk vil bli sendt på høyring før metodikken blir fastsett. Sametinget og Norske Reindriftsamers Landsforbund (NRL) vil bli konsulterte når det gjeld innhaldet.

Regjeringa vil også betre oversikta over arealbruken til reindrifta, gjennom oppdaterte arealbrukskart og distriktsplanar for reindrifta. Landbruksdirektoratet følger opp tiltaket saman med statsforvaltarane og i dialog med reindriftsnæringa.

NVE vil få i oppdrag å oppdatere kunnskapsgrunnlaget om reindrift og energi. Oppdraget inkluderer også å peike på eventuelle behov for å hente inn ny kunnskap. Energidepartementet har også inngått ein rammeavtale med NIBIO for mellom anna å styrke kompetansen om korleis energitiltak påverkar reindrift, natur og miljø.

9.7 Tiltak for å styrke medverknaden

Medverknad frå reindrifta er avgjerande for å sikre gode konsesjonsprosessar. Ressursforholdet i utbyggingssaker blir ofte opplevd som skeivt; reindrifta blir ein liten aktør i forhold til større selskap. Det kan vere fleire planprosessar innanfor beiteområda i kvart enkelt reinbeitedistrikt, noko som krev mykje administrasjon og trekker ressursar bort frå sjølve reindrifta.

I reindriftsavtalen 2024/2025 er distriktstilskotet auka for at distrikta skal få meir kapasitet til å medverke i arealsaker. NRLs rådgivingsteneste i arealsaker er også styrkt, og blir gjort til ei permanent ordning. Det vil sette reinbeitedistrikta i betre stand til å følge opp arealsaker.

Energidepartementet og Kommunal- og distriktsdepartementet fastsette i august 2024 ein rettleiar for behandling av vindkraftverk som tydeleggjer korleis medverknad og samordning skal gjennomførast i konsultasjonsprosessar. Det blei gjennomført eigne møte med Sametinget og NRL om innhaldet i rettleiaren.

Regjeringa vil også vurdere ulike tiltak for å styrke planleggingskapasiteten og heve reindriftskompetansen i kommunar som ligg i det samiske reinbeiteområdet. Landbruksdirektoratet er godt i gang med å bygge opp eit fagmiljø for reindrift og arealforvaltning, og vil med det betre kunnskapen hos både statsforvaltarane og kommunane.

Regjeringa vil etablere eit nasjonalt kontaktforum med reindrifta der aktuelle departement og direktorat deltar. Regjeringa vil også sjå på om det kan finnast statlege område som tidlegare har vore reinbeiteareal, og som ikkje lenger er i bruk, som kan tilbakeførast til reinbeiteområde.

9.8 Tiltak for avvegingar mellom ulike typar arealbruk

Avvegingar mellom ulike typar arealbruk må bygge på eit godt kunnskapsgrunnlag. Kunnskap om arealbruken til reindrifta, og korleis annan arealbruk vil påverke denne, må ligge til grunn.

I Fosen-saka var betydninga av vinterbeite eit sentralt tema. Kunnskap om beitebruk og minimumsfaktorar for dei enkelte reinbeitedistrikta er derfor vesentleg. Regjeringa vil legge til rette for betre oversikt over arealbruken til reindrifta gjennom oppdaterte arealbrukskart og distriktsplanar for reindrifta. I dette arbeidet er det heilt sentralt at reindrifta medverkar.

I tillegg er det viktig at myndigheiter nasjonalt, regionalt og lokalt har gode verktøy for å gjere avvegingane. Omsynet til samisk reindrift skal komme tydelegare til uttrykk i nye statlege planretningslinjer for samordna bustad-, areal- og transportplanlegging. Det vil bidra til betre samordning og vil gi retningsliner for prioritering av arealbruk.

9.9 Tiltak som kan kompensere for ulemper

Fosen-saka tydeleggjer at det er den samla belastninga, det vil seie summen av inngrep og ulemper i eit reinbeitedistrikt, som må vurderast ved behandlinga av nye arealinngrep.

Rovvilt i beiteområda forsterkar utfordringane med arealinngrep, og tiltakspakken inneheld derfor tiltak for å redusere rovvilttapet i næringa. Miljødirektoratet og Landbruksdirektoratet vil få i oppdrag å samanfatte kunnskap og gjennomføre utgreiingar i særleg utsette område for å finne og sette i verk tiltak for å redusere rovvilttap, i samarbeid med reindriftsnæringa. Miljødirektoratet får også i oppdrag å greie ut reduksjon av bestandsmåla for gaupe og jerv, med mål om å redusere belastninga for reindrifta i dei tre nordlegaste forvaltningsregionane for rovvilt. Det skal fremmast forslag om tiltak som minkar rovvilttrykket, under dette moglegheiter for raskare behandling av skadefellingsløyve og endring av tidsfristar i akutte skadesituasjonar.

Stortinget vedtok i samband med revidert nasjonalbudsjett å etablere ei tilskotsordning som gir reindrifta ein del av verdiskapinga frå vindkraft, med ei løyving på 10 mill. kroner i 2024. Det skal fastsettast ei forskrift for tilskotsordninga. Det er starta opp konsultasjonar med Sametinget og NRL om forskrifta.

9.10 Lærdom frå konsultasjon og mekling

Erfaringane frå konsultasjonane og meklinga i Fosen-saka er omtalte ovanfor. Som det går fram der, var tidsbruken i konsultasjonsprosessane enda ei byrde for reindrifta, som allereie stod i ein krevjande situasjon. Ein tydelegare rutine og prosedyre for konsultasjonsprosessane vil kunne bøte på dette. Dialog der ein kjem til einigheit vil sjølvsagt alltid vere siktemålet. Fosen-saka viser likevel at i situasjonar der partane står for langt frå kvarandre, kan det vere nødvendig at staten tar saksbehandlinga vidare på eit tidlegare tidspunkt for å halde framdrift i saka.

Den utanrettslege meklingsprosessen var som nemnd ei positiv erfaring frå denne saka. Med meklingar leia av eit nøytralt meklingsteam med tilslutning frå begge partar blei det større rom for ein tillitsbasert dialog. Meklingsteamet forsøkte å fri seg frå dei fastlåste rettslege utgangspunkta og la til grunn at dei to partane var dei som primært hadde eit felles ansvar for og moglegheiter til å finne løysingar i saka. Erfaringane frå meklingsprosessen kan også vere relevante for framtidige avtaleforhandlingar og konsultasjonar om utbyggingssaker med eit høgt konfliktnivå.

9.11 Vegen vidare

Regjeringa, med relevante departement og direktorat, er godt i gang med å følge opp fleire av dei nemnde tiltaka i tiltakspakken. Oppfølginga vil følge alminnelege offentlege prosessar for lov- og forskriftsarbeid der dette er påkravd, og Sametinget og NRL vil bli konsulterte der det følger av samelova.

10 Oppfølging av oppmodingsvedtak om støtteprogram for flytande havvind

I samband med behandlinga av revidert nasjonalbudsjett for 2024, jf. Meld. St. 2 (2023–2024) og Innst. 447 S (2023–2024), gjorde Stortinget oppmodingsvedtak 911:

«Stortinget ber regjeringen lyse ut arealer til havvind i 2025 som gir rom for minst 5-10 TWh ny produksjon. I den forbindelse ber Stortinget om at regjeringen i statsbudsjettet for 2025 foreslår et ambisiøst støtteprogram for flytende havvindområder i Vestavind B og Vestavind F. Tilsagnsfullmakten skal baseres på oppdaterte kostnadsanslag. Støtteprogrammet skal være på minst 35 mrd. kroner og bidra vesentlig til utviklingen av flytende havvind og elektrifisering av petroleumsinstallasjoner, og ivareta kraftbalansen på fastlandet.»

10.1 Bakgrunn

Regjeringa har ein ambisjon om å tildele område for 30 GW havvindproduksjon i Noreg innan 2040. Det svarer til om lag til 75 prosent av kapasiteten i det norske kraftsystemet i dag. Store delar av norske havområde er djuphav med djupner ned til 3 000–4 000 meter. Djupneforholda på norsk sokkel inneber dermed at flytande havvindteknologi er sentralt for havvindsatsinga til Noreg.

Havenergilova regulerer fornybar energiproduksjon, omforming og overføring av elektrisk energi til havs. Lova spesifiserer mellom anna at område må opnast av Kongen i statsråd før dei blir lyste ut og blir tildelte gjennom konkurranse, jf. havenergilova § 2-2. I 2020 blei to område opna for fornybar energiproduksjon på norsk sokkel: Sørlege Nordsjø II og Utsira Nord. Sørlege Nordsjø II har djupneforhold som mogleggjer botnfast havvindteknologi, medan Utsira Nord berre er eigna for flytande havvind. Utsira Nord er i dag delt i tre prosjektområde med 500 MW kvar. Størrelsen er tilpassa at flytande havvind er ein mindre moden teknologi enn botnfast havvind, men skal samtidig legge til rette for skalafordelar og teknologiutvikling. Ein konkurranse om eit prosjektområde i Sørlege Nordsjø II blei gjennomført ved auksjon våren 2024. Auksjonen blei vunnen av Ventyr SN II AS, som har inngått ein differansekontrakt med staten med ei kostnadsramme på 23 mrd. 2023-kroner. For flytande havvind, der teknologi- og leverandørmarknad er mindre modent enn botnfast havvind, meiner departementet at tildeling av prosjektområde og statsstøtte bør gjennomførast i to steg med ein modningsfase imellom.

Regjeringa vil gjennomføre jamlege utlysingsrundar av prosjektområde fram mot 2040. Neste utlysing er planlagd i 2025. Områda som kan vere aktuelle for utlysing i 2025, er Sørvest F, Vestavind B og Vestavind F. Områda Sørvest F og Vestavind F er utvidingar av høvesvis Sørlege Nordsjø II og Utsira Nord. Vestavind B er førebels ikkje opna for fornybar energiproduksjon til havs.

Flytande havvind

Regjeringa ønsker å legge til rette for utvikling av flytande havvind på norsk sokkel så snart som mogleg. To av dei tre områda som er aktuelle for utlysing i 2025, er berre eigna for flytande havvind. Vestavind B ligg utanfor Mongstad, medan Vestavind F ligg utanfor Haugesund/Karmøy. Kart og sentrale eigenskapar til områda er viste i figur 10.1.

Forstørr bilete

¹ fastland og alle øyer, holmar og skjer

² fastland og øyer større enn 25 km²

Kjelde: NVE

I dag er botnfast havvind ein meir moden teknologi, medan flytande havvindteknologi er umoden. Dei flytande havvindprosjekta som så langt er sette i drift, er mindre FoU-prosjekt, demonstrasjonsprosjekt og prosjekt opp til pre-kommersiell skala. Eit eksempel er pilotprosjektet Hywind Scotland, som blei sett i drift i 2017 og har ein installert kapasitet på 30 MW. Hywind Tampen, som blei sett i drift i 2023, er den største flytande vindparken som er i drift i verda i dag (88 MW). Ved realisering av fleire flytande havvindprosjekt globalt, er det venta at kostnadene vil falle som følge av teknologiutvikling og lærings- og skalaeffektar.

Noreg har over tid bidratt til utviklinga av flytande havvind på fleire måtar, mellom anna med midlar til forsking, utvikling og demonstrasjon. Enova har fleire program retta mot utvikling av flytande havvind. Gjennom Enova og NOx-fondet er det gitt økonomisk støtte til Hywind Tampen. I 2023 lanserte Enova også eit nytt program for flytande havvind. Programmet skal stimulere til meir innovasjon og teknologiutvikling og bidra til lågare kostnader for produksjon av vindenergi i Utsira Nord og kommande areal. I første utlysing fekk demonstrasjonsprosjektet GoliatVIND økonomisk støtte på 2 mrd. kroner. GoliatVIND er planlagt med ein installert effekt på 75 MW nordvest for Hammerfest.

Flytande havvind kan også spele ei viktig rolle globalt dersom fornybar kraftproduksjon skal aukast vesentleg. Om lag 70 prosent av havvindpotensiala i verda er i område som er for djupe for botnfast teknologi.10 Fleire andre land satsar derfor på flytande havvind. I september i år fekk Flotation Energy og Vårgrønn tildelt støtte til ein 400 MW flytande havvindpark utanfor Skottland, med eit bod på 139,93 2012-£/MWh. Det svarer til om lag 272 øre per kWh i 2024-kroner. Prosjektet skal etter planen settast i drift i 2028/2029. I 2023 godkjende EU-kommisjonen mellom anna to støtteordningar retta mot flytande havvind i Frankrike. Den første var ei støtteordning på 2,08 mrd. euro som omfattar statsstøtte til bygging og drift av ein flytande vindpark utanfor kysten av Bretagne som får ein installert kapasitet på 230–270 MW, og som er forventa å vere i drift i 2028. Franske myndigheiter kunngjorde resultatet av auksjonen for denne vindparken i mai 2024. Den andre var ei støtteordning på 4,12 mrd. euro som omfattar to flytande vindparkar i Golfe du Lion. Desse havvindparkane er planlagde med ein installert kapasitet på 230–280 MW kvar og blir truleg sette i drift i 2028/2029.

10.2 Prosessar som er i gang

Fleire prosessar som vil ligge til grunn for utlysing av prosjektområde i Vestavind B og Vestavind F, er no i gang. Notifiseringa av statsstøtte er særleg viktig for utforminga av støtteprogrammet.

10.2.1 Strategisk konsekvensutgreiing

NVE har leia ei direktoratsgruppe som har levert forslag til 20 utgreiingsområde som kan vere eigna for utbygging av havvind. Før eit område kan opnast for fornybar energiproduksjon til havs, må det gjennomførast ei strategisk konsekvensutgreiing, jf. havenergilova § 2-2. NVE gjennomfører strategiske konsekvensutgreiingar av alle 20 områda og ferdigstiller utgreiingane av områda Vestavind B, Vestavind F og Sørvest F i november i år. Utgreiingane av dei andre 17 områda skal etter planen leverast i juni 2025. Dei strategiske konsekvensutgreiingane vil mellom anna greie ut kva verknader havvinden kan få for andre næringar og miljø, og kor mykje kraft som kan knytast til land i Noreg gitt moglege utviklingar av kraftsystemet. Utgreiingane skal på offentleg høyring. Høyringsfristen vil vere minst seks veker. Dersom det blir avgjort å opne eit område, skal avgjerda bygge på funn frå den strategiske konsekvensutgreiinga, inkludert høyringsinnspel. Vurderingane i den strategiske konsekvensutgreiinga og den etterfølgande høyringsprosessen kan dermed påverke kor mange prosjektområde det blir i Vestavind B og Vestavind F.

10.2.2 Notifisering av statsstøtte

Sidan flytande havvindteknologi er umoden og kostnadsnivået er høgt og usikkert, føreset ein at det vil vere behov for offentleg støtte for å realisere flytande havvind i Vestavind B og Vestavind F. Statsstøtte er i utgangspunktet forbode, jf. EØS-avtalen artikkel 61(1), men kan vere i samsvar med EØS-avtalen dersom visse vilkår er oppfylte. Departementet er godt i gang med å notifisere ei støtteordning for flytande havvind i Vestavind B og Vestavind F. Departementet har vurdert moglegheiter for å tildele statsstøtte til utbygging av flytande havvind på ein måte som er i samsvar med EØS-avtalen, og meiner at ESAs retningslinjer for statsstøtte til klima, miljøvern og energi (Guidelines on state aid for climate, environmental protection and energy – «CEEAG11») gir grunnlag for dette.

Retningslinjene til ESA krev at det blir gjennomført ei offentleg høyring av innretninga og grunngivinga for tildelings- og støttemodellen. Departementet sende dette på høyring i juni i år med frist 6. september 2024. Departementet vil ferdigstille notifiseringa mellom anna basert på innspela frå høyringa og tilbakemeldingar frå ESA. Departementet har mål om å notifisere støtteprogrammet innan utgangen av året, men det kan også ta lengre tid. Inntil notifiseringa er godkjend av ESA, kan det komme endringar i innretninga av støtteprogrammet.

10.3 Anslag på kostnader og inntekter for flytande havvind

Havvind er ein mindre moden teknologi enn for eksempel vindkraft på land eller vasskraft. Vidare er flytande havvind langt mindre moden enn botnfast havvind. Departementet vurderer at flytande havvind i dag ikkje er økonomisk lønnsamt for utbyggarar utan statsstøtte, fordi kostnadene venteleg vil vere langt høgare enn inntektene frå kraftproduksjon. Samtidig er både kostnader og inntekter for flytande havvind usikre. Det inneber at også det faktiske støttebehovet er usikkert og vil variere mellom prosjekt og aktørar.

10.3.1 Referanseprosjekt

Kostnader, inntekter og andre eigenskapar ved framtidige flytande havvindprosjekt i Vestavind B og Vestavind F er ukjende. For å vurdere støttebehovet for flytande havvind i Vestavind B og Vestavind F har departementet derfor tatt utgangspunkt i eit generisk referanseprosjekt. Referanseprosjektet er altså ikkje basert på eit faktisk prosjekt. Referanseprosjektet har ein installert kapasitet på 506 MW. Hovudeigenskapane til referanseprosjektet er samanfatta i tabell 10.1.

Departementet har basert referanseprosjektet på kjende eigenskapar ved Vestavind B og Vestavind F. For eksempel er referanseprosjektet om lag på størrelse med dei noverande prosjektområda i Utsira Nord (500 MW). Ein rekke eigenskapar er likevel baserte på hypotesar om teknologiutvikling, prosjektspesifikke eigenskapar eller andre føresetnader om framtida. Uvisse knytt til desse hypotesane bidrar til uvisse om kor representativt referanseprosjektet er for framtidige flytande havvindprosjekt i Vestavind B eller F.

I høyringa av forslag til støtteordning for Vestavind B og F er det fleire som har peika på at fleire føresetnader er svært usikre. Fleire høyringsinstansar meiner for eksempel at det er usikkert om turbinar på 22 MW vil vere tilgjengelege for flytande havvind innan 2035, og at bransjen fokuserer på å skalere opp produksjonen av turbinar på 15–16 MW.12 Fleire peikar også på at det er svært usikkert når dynamiske kablar på 132 kV vil vere tilgjengelege for flytande havvind.13

Energiproduksjonen som er lagd til grunn, er basert på produksjonsberekningar for Vestavind B og Vestavind F. Analysane er utarbeidde av Multiconsult og Meventus som del av den strategiske konsekvensutgreiinga. Lokale vinddata var ikkje tilgjengelege for desse analysane. Alle vindanalysar er derfor baserte på grovmaska meteorologiske reanalysedata med éin times tidsoppløysing, som potensielt ikkje fangar opp lokale effektar og langtidsvindforhold. For å berekne kraftinntekter har ein gått ut frå at referanseprosjektet blir knytt til land i NO2. Dette er truleg representativt for Vestavind F, medan prosjekt i Vestavind B truleg ikkje vil bli knytte til land i NO2.

Det er også sett føresetnader om nettilknyting og kabellengder, sjå tabell 10.1. Både Vestavind B og Vestavind F ligg relativt nær land. På bakgrunn av avstanden til land er det lagt til grunn at referanseprosjektet kan knytast direkte til nettet på land utan transformering til havs. I høyringa av støtteordninga for flytande havvind i Vestavind B og F er det enkelte som har peika på at det kan vere nødvendig med ein omformar til havs.

Det er lagt til grunn at det blir brukt halvt nedsenkbare fundament (semi-submersibles) for flytande turbinar. Dette er gjort med bakgrunn i at det er estimert at om lag 80 prosent av dei flytande havvindanlegga som er annonserte og sette i drift, er eller vil vere av denne typen.14 Andre løysingar kan også vere aktuelle i norske farvatn, om desse er konkurransedyktige når det gjeld pris og teknisk løysing.

Det er også andre forskjellar som vil påverke dei faktiske kostnadene. For eksempel er Vestavind B noko djupare og lenger unna land enn referanseprosjektet, medan Vestavind F er noko grunnare og nærmare land enn referanseprosjektet.

10.3.2 Kostnadsanslag

Kostnadsestimat for flytande havvind er spesielt usikre fordi teknologien enno er i ein tidleg fase med tanke på utvikling og drift. Det er bygd få anlegg. Ved utgangen av første halvår 2023 utgjorde flytande havvind berre 232 MW av den totale globale havvindkapasiteten på 63 221 MW. Det er ikkje realisert flytande havvindprosjekt i størrelsesorden 500 MW i verda per no. Eit slikt anlegg er meir enn fem gonger større enn anlegga som finst i dag, der Hywind Tampen, med ein installert kapasitet på 88 MW, er det største flytande vindkraftverket som er bygd så langt.

Ulike analysar har svært ulikt utgangspunkt for kva kostnaden for flytande havvind er i dag, og ulike forvetningar til kostnadsutviklinga gjennom 2030, 2040- og 2050-åra.15 For eksempel har DNV anslått at kostnadene for flytande havvind kan falle frå om lag 287 øre per kWh i dag til om lag 71 øre per kWh i 2050. THEMA har anslått at kostnadene for flytande havvind kan falle frå om lag 165 øre per kWh i 2025 til om lag 59-70 øre per kWh innan 2050. Menon har i analysar peika mot ein levetidskostnad (LCOE) på mellom 45 og 85 øre per kWt for flytande havvind i 2050.16

NVE har i samband med dei strategiske konsekvensutgreiingane fått utarbeidd oppdaterte kostnadsanslag for havvind. Kostnadsgrunnlaget er utarbeidd av AFRY, som har bygd ein kostnadsdatabase for havvind basert på tilgjengelege data frå tidlegare prosjekt og ekspertvurderingar. Kostnadsgrunnlaget omfattar kostnader knytte til bygging, drift og avvikling av flytande havvindanlegg. Dette kostnadsunderlaget er nytta til å estimere kostnadene for referanseprosjektet. Departementet understrekar at kostnadsanslaga som blir presenterte, til liks med andre kostnadsanslag for flytande havvind, er svært usikre.

Kostnadsanslaga er rettleiande og representerer eit augeblinksbilete i 2024. Anslaga er også følsame for føresetnadene som ligg til grunn for referanseprosjektet. Kostnader for flytande havvind er også sensitive for ei rekke andre påverknader både innanfor og utanfor havvindindustrien. For eksempel kan globale faktorar som materialprisar, rentenivå, fraktprisar og den geopolitiske situasjonen påverke kostnadene. Det same kan forhold i leverandørkjeda, som leveransekapasitet og konkurransesituasjon. Tilgangen på råvarer, spesielt til bruk i generatorar, er usikker, og enkelte råvarer er avhengige av verdikjeder som er dominerte av enkeltland. Det vil også vere stor variasjon i kostnadene frå prosjekt til prosjekt, på grunn av faktorar som djupne, botnforhold, avstand til land og nettilknyting. Samla sett gjer desse faktorane at dei framtidige kostnadene er svært usikre.

At kostnadsbiletet er usikkert, blir understreka av høyringsinnspela i høyringa av ei støtteordning for flytande havvind i Vestavind B og Vestavind F og i dialogen departementet har med havvindnæringa.

Fleire høyringsinstansar peikar på at kostnadsanslaga i høyringa verkar låge og optimistiske. Høyringsinstansane trekker fram at det er svært usikkert om 22 MW turbinar eller 132 kV nett vil vere tilgjengelege for flytande havvind innan 2035, og at mindre turbinar eller lågare spenningsnivå truleg vil gi auka kostnader. For eksempel kan mindre turbinar gi auka kostnader fordi det trengst fleire turbinar for å nå ein gitt totalkapasitet. Sjølv om dei føresetnadene skulle halde, meiner fleire at kostnadsanslaga likevel er for låge. Enkelte trekker også fram at det kan vere nødvendig med ein omformar til havs, og at det vil auke kostnadene. I tillegg peikar fleire på at store kostnader som finansierings- og forsikringskostnader ikkje er inkluderte i anslaga.

Dei estimerte kostnadene for referanseprosjektet legg til grunn dei tekniske eigenskapane som er presenterte i tabell 10.2. Dei totale investeringskostnadene for referanseprosjektet er estimerte til om lag 25 mrd. kroner. Av dette utgjer kostnader for nettilknyting i overkant av 3 mrd. kroner. Drifts- og vedlikehaldskostnadene er anslått til 773 mill. kroner årleg, medan dei totale kostnadene for dekommisjonering er anslått til 501 mill. kroner. Alle kostnader er oppgitt i 2024-kroner.17

Med utgangspunkt i det oppdaterte kostnadsgrunnlaget har NVE estimert energikostnad over levetida (LCOE). Anslaga er angitt i tabell 10.2.

LCOE-anslaga føreset ei diskonteringsrente på 6 prosent. Fleire høyringsinstansar trekker også fram at diskonteringsrenta som er nytta, er for låg i lys av kor teknologisk umoden flytande havvind relativt sett er. For eksempel viser RWE og NTE til at britiske myndigheiter la til grunn ein reell diskonteringsrate før skatt på 9,8 prosent da dei fastsette reservasjonsprisen for flytande havvind i den sjette auksjonen av støtte til fornybar kraftproduksjon i Storbritannia. LCOE-anslaga føreset også at alle kostnader kommer samtidig og kraftverket blir bygd «over natta». Det er heller ikkje tatt omsyn til skatt, fordeling mellom eigenkapital, lån og tilhøyrande finansieringskostnader. LCOE- anslaga tar heller ikkje omsyn til nedleggingskostnader, sidan det ikkje er eintydig korleis kostnaden skal takast omsyn til i ei slik berekning. Det er lagt til grunn ei økonomisk levetid på 30 år. Nettanlegg har gjerne ei noko lengre levetid enn produksjonsanlegg. I berekningane er det sett bort frå eventuell restverdi for nettanlegg. Samla understrekar dette usikkerheita i NVEs berekningar.

10.3.3 Føresetnader for kraftinntekter

Det er også stor uvisse knytt til inntektssida for havvindanlegget. Inntekter frå kraftsal er avhengige av kraftprisen og kor mykje energi kraftverket produserer. Flytande havvind i Vestavind B og Vestavind F vil ikkje bli sett i drift før i 2030-åra. Når eit anlegg er sett i drift, har kraftverket ei antatt levetid på 30 år. Det er dermed kraftprisen på lang sikt som vil ha størst innverknad på innteninga til kraftverket. Denne er usikker, og vil mellom anna avhenge av forbruksutviklinga, norsk og europeisk klimapolitikk og utbyggingstakten for ny kraftproduksjon i både Noreg og resten av Europa.

Estimerte inntekter frå kraftproduksjon er i høyringsnotatet berekna ved bruk av prisbanane for NO2 frå NVEs langsiktige kraftmarknadsanalyse frå 2023 (LA23)18, saman med produksjonsestimata til Multiconsult og Meventus. Den langsiktige kraftmarknadsanalysen gir eit estimat på basis, høg og låg bane for kraftpris i Noreg og norske prisområde. Kraftprisprognosane for NO2 i perioden 2030–2040 er samanfatta i tabell 10.3.

Havvind er uregulerbar kraftproduksjon og oppnår gjerne ein lågare pris enn den gjennomsnittlege kraftprisen fordi all havvind i nærleiken vil produsere samtidig når det blæs. Dette blir kalla kannibaliseringseffekten. For å ta høgde for denne effekten har ein nytta ein verdifaktor19 for å estimere kva kraftpris og inntekter kraftverket vil oppnå. Føresetnadene for den oppnådde kraftprisen i referanseprosjektet er viste i tabellen nedanfor.

Framtidige kraftprisar er svært usikre og baserte på hypotesar om framtida. Utviklinga i CO₂- og brenselprisar, forbruk og produksjon som NVE har lagt til grunn i LA23, er avgjerande for estimata for kraftpris og oppnådd pris. Blir forbruket høgare enn det som er lagt til grunn i LA23, vil dette isolert sett gi høgare prisar. Dermed kan det også gi høgare oppnådd pris. Dette gjeld spesielt om forbruket er fleksibelt og tilpassar seg til periodar med låg kraftpris. Blir det bygd meir fornybar kraftproduksjon enn det som er lagt til grunn i LA23, kan dette gi høgare kannibaliseringseffekt og dermed lågare oppnådd pris for havvind. Oppnådd pris reflekterer marknadsprisen frå time til time. I verkelegheita kan havvindaktørar vere eksponerte for andre inntekter enn frå kraftsal i marknaden, for eksempel gjennom langsiktige kraftkjøpskontraktar, opphavsgarantiar eller andre støtteordningar (f.eks. differansekontrakt). NVE sine modellar fangar heller ikkje opp like mykje prisvariasjon som ein ser i marknaden i dag, og har ikkje negative prisar. Dette kan gjere at verdien av uregulerbar kraftproduksjon er over- eller underestimert.

I innspela frå høyringa av støtteordninga for flytande havvind i Vestavind B og Vestavind F peikar fleire instansar på at det vil vere formålstenleg å vurdere forventa kraftprisar frå fleire analysebyrå. Desse kan avvike frå prisen NVE forventar. For eksempel viser Statnett til at den langsiktige marknadsanalysen deira har ei lågare forventning til kraftprisane i NO2. Ein lågare kraftpris vil innebere lågare inntekt og lågare netto noverdi.

10.3.4 Estimat for netto noverdi

Netto noverdi indikerer kor lønnsamt eit prosjekt kan vere for utbyggaren gitt ei rekke føresetnader, mellom anna avkastningskrav. Negativ noverdi indikerer dermed at eit prosjekt ikkje er lønnsamt for utbyggar utan statsstøtte. Anslaga for netto noverdi som blir presenterte i proposisjonen, er baserte på dei estimerte kostnadene og inntektene for referanseprosjektet.

Sidan både kostnadene og inntektene er usikre, som omtalt i 10.3.2 og 10.3.3, er utfallsrommet for nettonoverdien stort. Dette er illustrert i tabell 10.5, som viser estimert netto noverdi i eit basisscenario og ved ulike sensitivitetar for eit referanseprosjekt for flytande havvind på om lag 500 MW. Kostnadssensitiviteten som er nytta i nettonoverdianslaga, er +/– 20 prosent på investeringskostnader (CAPEX) og drifts- og vedlikehaldskostnader (OPEX). Inntektssensitiviteten er som nemnt gitt av prisbanane i LA23 for NO2.

Føresetnadene som ligg til grunn for referanseprosjektet, er avgjerande for nettonoverdien. For eksempel vil mindre vindturbinar enn dei som er brukte i referanseprosjektet, truleg innebere høgare kostnader og dermed redusert noverdi. Det er forventa at Vestavind F vil ha litt mindre negativ noverdi enn referanseprosjektet på grunn av kortare avstand til moglege nettilknytingspunkt på land og mindre havdjup. Tilsvarande er det forventa at Vestavind B vil ha noko høgare negativ noverdi enn referanseprosjektet på grunn av større havdjup og potensielt lengre avstand til moglege nettilknytingspunkt på land, avhengig av kvar prosjektet blir plassert innanfor Vestavind B.

Fleire høyringsinstansar påpeikar at noverdiberekningane som er gjorde av referanseprosjektet, ikkje er eigna til å fastslå kva nivå på statleg støtte som vil gjere prosjektet lønnsamt for utbyggar. Fleire instansar peikar også på at det er behov for å nytte eit breitt utfallsrom for LCOE og netto noverdiberekningar.

10.4 Støtteprogram

Gitt berekningane av netto noverdi i 10.3.4, er flytande havvind i Vestavind B og Vestavind F ikkje lønnsamt for utbyggar. Regjeringa ønsker å bidra til utvikling av flytande havvind og å stimulere investeringar i flytande havvindprosjekt. Regjeringa legg derfor opp til at det vil vere jamlege utlysingar og støttekonkurransar for flytande havvind. Det vil bli vurdert og tatt stilling til statsstøtte i samband med utlysingsrundane.

Departementet foreslår ei tilsegnsfullmakt på 35 mrd. kroner (2025-kroner) for støtte til flytande havvind i Vestavind F og Vestavind B. Den økonomiske ramma vil inflasjonsjusterast.

10.4.1 Formålet med støtteprogrammet

Formålet med støtteprogrammet er å bidra vesentleg til utviklinga av flytande havvind. Regjeringa har ein ambisjon om å tildele område for 30 GW havvind innan 2040. Målet er at havvindarbeidet skal gi meir fornybar kraftproduksjon, bidra til industriutvikling og legge til rette for innovasjon og teknologiutvikling, jf. Meld. St. 11 (2021–2022). Flytande havvind vil vere sentralt for å følge opp ambisjonen og målet til regjeringa.

10.4.2 Prinsipp og avgrensingar for støtteprogrammet

Det skal vere konkurranse om statsstøtta og støtteprogrammet skal innrettast slik at det ytast så lite statsstøtte som mogleg. Konkurranse om statsstøtte legg til rette for at dei prosjekta som har lågast støttebehov, vinn fram, og er sentralt for å unngå overkompensasjon. Konkurransen vil bli organisert som ein auksjon, der prosjekta som krev minst støtte, vinn auksjonen. Støttekonkurranse blir vurdert som den mest effektive måten å tildele statsstøtte på. Det er også den måten som sikrar eit lågast mogleg støttenivå og har minst påverking på samhandelen og konkurransen innanfor EØS.

Aktøren eller aktørane som får tildelt statsstøtte som resultat av konkurransen, må inngå ein støtteavtale med departementet, og departementet vil vere forplikta til å yte støtte i tråd med denne avtalen. Støtteavtalen vil innehalde ei øvre grense for dei økonomiske forpliktingane til staten. Det vil bidra til å avgrense risikoen for staten. Risikoen for staten er nærmare omtalt i boks 10.1. Aktøren/aktørane vil vere forplikta til å gjennomføre prosjekt i tråd med nærmare fastsette vilkår som følger av støtteavtalen. Dette kan mellom anna vere vilkår knytte til framdrift.

Støtteprogrammet må vere i samsvar med havenergilova og statsstøtteregelverket. Havenergilova stiller mellom anna krav til at aktørane som får tildelt prosjektområde, har tilfredsstillande teknisk kompetanse og finansiell styrke, og at dei oppfyller relevante krav til helse, miljø og sikkerheit.

10.5 Departementet si vurdering

Regjeringa har ein ambisjon om å tildele områder for 30 GW havvindproduksjon i Norge innan 2040. Flytande havvind er sentralt for havvindsatsinga til Noreg, som følge av djupneforhalda på norsk sokkel. Også globalt kan flytande havvind spele ei viktig rolle dersom fornybar kraftproduksjon skal aukast vesentleg. Flytande havvind er samtidig ein umoden teknologi. Kostnadene er derfor høge og usikre.

Regjeringa planlegg å lyse ut prosjektområde som eigner seg for flytande havvind i 2025. Basert på noverdiberekningane som er presentert i kapittel 10.3.4, er ikkje flytande havvind i dei aktuelle områda lønnsamt for utbyggar. Regjeringa ønsker å bidra til utvikling av flytande havvind og stimulere investeringar i flytande havvindprosjekt.

Departementet vil derfor sette opp eit støtteprogram med formål om å bidra vesentleg til utviklinga av flytande havvind. Det er samtidig viktig at programmet blir innretta slik at det blir ytt så lite statsstøtte som mogleg. Det skal derfor vere konkurranse om statsstøtta. Eit støtteprogram som bidrar vesentleg til utvikling av flytande havvind og som samtidig legg til rette for sterk konkurranse om statsstøtta, kan i utgangspunktet settast opp på ulike måtar. Departementet har gjennomført ei offentleg høyring av innretninga og grunngivinga for tildelings- og støttemodellen for flytande havvind i Vestavind B og Vestavind F der det blei presentert ulike alternativ for støtteprogrammet, jf. boks 10.2. Innspel frå høyringa vil vere éin del av underlaget for ferdigstillinga av støtteprogrammet.

Flytande havvind er mindre moden enn botnfast havvind. Det inneber at modellen som låg til grunn for tildeling av prosjektområde og statsstøtte til første fase av Sørlege Nordsjø II, er mindre eigna for flytande havvind. Departementet meiner at tildeling av prosjektområde og statsstøtte til prosjekt i Vestavind B og Vestavind F, bør gjennomførast i to steg med ein modningsfase imellom. Det vil seie at prosjektområde blir tildelte i ein konkurranse basert på objektive og ikkje-diskriminerande, kvalitative kriterium. Departementet meiner dette vil legge til rette for at aktørane som vinn fram er eigna til å gjennomføre prosjekta på ein berekraftig måte, og at prosjekta bidrar til teknologiutvikling og ringverknader. Etter ein modningsperiode vil søkarar som har fått tildelt prosjektområde få høve til å konkurrere om statsstøtte i ein monetær auksjon. Å ha rettar til eit prosjektområde er dermed ein føresetnad for å kunne delta i støttekonkurransen. Aktørar som ikkje får støtte, kan søke om forlengd einerett til området, jf. havenergilovforskrifta §11, og nytte seg av det generelle verkemiddelapparatet.

Departementet vurderer at tostegsmodellen vil bidra til å redusere nivået på statsstøtte og bidra til vesentleg utvikling av flytande havvind. Dette stadfester også høyringsinstansane, jf. boks 10.2. Ein føresetnad for at tostegsmodellen kan brukast, er at ESA vurderer at han er i samsvar med statsstøtteregelverket. Departementet vil avklare dette i det vidare arbeidet med notifisering.

Under programkategori 18.30 Klima, industri og teknologi foreslår departementet eit støtteprogram for flytande havvind i områda Vestavind F og Vestavind B. Regjeringa foreslår no ei fullmakt med kostnadsramme på 35 mrd. kroner (2025-kroner). Den økonomiske ramma vil inflasjonsjusterast. Departementet vurderer at ei slik ramme for den første konkurransen er eit utrykk for betalingsviljen til staten, og vil legge til rette for vesentleg utvikling av flytande havvind. Den vidare teknologiutviklinga og kostnadsbiletet for flytande havvind er usikkert. Kor mykje havvind som blir realisert innanfor ramma vil avgjerast gjennom ein auksjon og vil mellom anna avhenge av den vidare kostnadsutviklinga, prosjektmodninga og avkastningskrava til selskapa.

Departementet vil ferdigstille innretninga av støtteprogrammet mellom anna basert på høyringsinnspel og ESA-notifiseringa. Sjølve støttekonkurransen vil gå føre seg på eit seinare tidspunkt, etter ein modningsfase, jf. omtale av tostegsmodellen. Det er nødvendig å ha klarheit i rammene for ein støttekonkurranse i samband med utlysinga av område for å gi selskapa føreseielegheit. I denne proposisjonen ber regjeringa om ei tilsegnsfullmakt for raskt å ha høve til å gå vidare med utlysing og tildeling etter at det endelege støtteprogrammet er utarbeidd og godkjent av ESA.

Utlysing av nye prosjektområde føreset at områda blir opna av Kongen i statsråd. Departementet tar atterhald om endringar som følger av prosessar som er i gang, og særleg notifisering av statsstøtta til ESA, jf. kapittel 10.2.2.

Regjeringa foreslår vidare jamlege utlysingar av areal og støttekonkurransar. Fleire analysemiljø forventar eit betydeleg kostnadsfall i løpet av dei neste tiåra. Det vil bli vurdert og tatt stilling til statsstøtte i samband med utlysingsrundane.

Departementet reknar dette oppmodingsvedtaket som følgt opp.

11 Oppfølging av oppmodingsvedtak om energipartnarskap med meir

I samband med behandlinga av Meld. St. 2 (2023–2024) og Innst. 447 S (2023–2024) gjorde Stortinget 21. juni 2024 oppmodingsvedtak 910:

«Stortinget ber regjeringen videreføre dialogen og konkretisere innholdet i et energipartnerskap med olje- og gassnæringen, vedtatt i forbindelse med oljeskattepakken, i tråd med omtalen i Revidert nasjonalbudsjett 2024, med sikte på fortsatte utslippsreduksjoner i næringen for å bidra til å nå klimamålet i 2030. Et viktig premiss for partnerskapet er at olje- og gassnæringen innenfor det finanspolitiske rammeverket skal bidra mer til finansieringen av flytende havvind enn de gjør i dag, ved at CO₂-avgiften på sokkelen skal økes frem mot 2030.»

I samband med behandlinga av Meld. St. 2 (2022–2023) og Innst. 490 S (2022–2023) gjorde Stortinget 16. juni 2023 oppmodingsvedtak 914:

«Stortinget ber regjeringen i revidert nasjonalbudsjett for 2024 legge frem tiltak for å elektrifisere offshore-installasjoner ved hjelp av havvind for å kutte klimagassutslipp.»

I samband med behandlinga av Prop. 93 S (2022–2023) og Innst. 496 S (2022–2023) gjorde Stortinget 14. juni 2023 oppmodingsvedtak 836:

«Stortinget ber regjeringen utrede forslag om hvordan elektrifisering av oljeinstallasjoner kan gjøres i forbindelse med utbygginger av havvind og erstatte kraft som er hentet fra land.»

11.1 Status for arbeidet med å redusere utsleppa frå petroleumsproduksjonen

11.1.1 Bakgrunn

I samband med behandlinga av Innst. 351 L (2019–2020) om mellombelse endringar i petroleumsskattelova gjorde Stortinget 10. juni 2020 oppmodingsvedtak nr. 684:

«Stortinget ber regjeringen sammen med bransjen legge frem en plan for hvordan utslippene fra olje- og gassproduksjonen på norsk sokkel reduseres med 50 pst. innen 2030, sammenlignet med 2005, innenfor dagens virkemiddelbruk. Videre må planen ivareta hensynet til kostnadseffektive utslippsreduksjoner, herunder videre elektrifisering av eksisterende felt og lav- og nullutslippsteknologi på nye felt og hensynet til kraftsystemet på fastlandet. Dette arbeidet ferdigstilles i løpet av 2021.»

Solberg-regjeringa konkretiserte oppfølginga av vedtaket i Meld. St. 36 (2020–2021) Energi til arbeid – langsiktig verdiskaping fra norske energiressurser, kapittel 5.3.2. I meldinga gjekk det fram at regjeringa ville

• «følge opp anmodningsvedtak nr. 684 ved å etablere en plan der vi måler og synliggjør framdriften i selskapenes arbeid med å redusere utslippene fra norsk olje- og gassproduksjon over tid

• gi en status for utslippsutviklingen i de årlige budsjettproposisjonene samt gi en bredere gjennomgang hvert tredje år, første gang i 2024

• dersom utslippsutviklingen viser vesentlige avvik fra 2021-planen, komme tilbake i 2024 med en vurdering av behovet for tiltak i forbindelse med prosessen knyttet til innmeldingene av forsterkede klimamål og ny klimamelding»

I Prop. 1 S (2021–2022) for Olje- og energidepartementet viste ein til Meld. St. 36 (2020–2021), der oppmodingsvedtaket blei behandla. Ein viste til punkta ovanfor om korleis vedtaket ville bli følgt opp. Ein viste også til at oppfølgingsplanen er avstemt med bransjen, representert ved KonKraft, gjennom møte både forut for og i etterkant av at meldinga blei lagd fram. Gjennom dette rekna ein oppmodingsvedtaket for følgt opp.

Departementet har sidan gitt ein status for utsleppsutviklinga i Prop. 1 S (2022–2023) Olje- og energidepartementet og i Prop. 1 S (2023–2024) for Olje- og energidepartementet. I tråd med oppfølgingsplanen følger her ei breiare vurdering av utsleppsutviklinga.

11.1.2 Utsleppsstatus

Olje- og gassnæringa arbeider kontinuerleg med å redusere utsleppa frå produksjonen. Utsleppa frå sektoren var i 2015 om lag 30 prosent høgare enn i 2023. Dei siste åra har det vore ein nedgang i utsleppa, samtidig med at olje- og gassproduksjonen har auka noko. Det viktigaste tiltaket for å redusere utsleppa er meir drift med kraft frå land. I tillegg kjem tiltak innanfor energieffektivisering og redusert fakling. Det har også vore ei justering i feltporteføljen ved at nokre felt har stengt ned, medan andre har komme til.

Kraft frå land er det einaste tiltaket som i vesentleg grad kan redusere utsleppa frå produksjonen på kontinentalsokkelen innan 2030. Sidan 2020 har næringa vedtatt, og myndigheitene har godkjent, fleire nye prosjekt med kraft frå land som energiløysing. Dette er i tråd med føresetnadene i 2021-planen.

Omlegging av energiforsyninga til full eller delvis drift med kraft frå land er sidan 2021 godkjend for innretningar på felta Troll, Oseberg, Sleipner Øst, Draugen og Njord, og dessutan ved landanlegget Hammerfest LNG. Troll og Sleipner Øst er også sette i drift. Dei andre er forventa å komme i drift fram mot 2030.

I tillegg skal dei nye feltutbyggingane Yggdrasil og Fenris drivast med kraft frå land, jf. Prop. 97 S (2022–2023) Utbygging og drift av Yggdrasil-området og Fenris, samt videreutvikling av Valhall, med status for olje- og gassvirksomheten mv. og Innst. 459 S (2022–2023).

Havvind direkte kopla til plattformer utan tilknyting til kraftnettet på land gir avgrensa utsleppsreduksjonar til ein høg tiltakskostnad. Ein grunn til det er at petroleumsinnretningar treng kontinuerleg energiforsyning. Hywind Tampen, som kom i drift i 2023 og delvis forsyner felta Gullfaks og Snorre med kraft, er i dag den største flytande havvindparken globalt. Utbygginga fekk betydeleg statsstøtte for å kunne realiserast. Til Gullfaks- og Snorrefelta vurderer ein no kraft frå land for å redusere utsleppa ytterlegare.

Det er i dag tre prosjekt på eksisterande felt på kontinentalsokkelen der rettshavarane har konkrete planar om å legge om drifta til bruk av kraft frå land for å redusere utsleppa frå produksjonen. Dette gjeld Grane-området, Haltenbanken og Tampen-området.

I tillegg er det eit prosjekt på gassbehandlingsanlegget på Kårstø der drifta kan bli lagd om til meir bruk av kraft frå nettet.

Alle desse kraft-frå-land-prosjekta er i ein tidleg planleggingsfase. Selskapa arbeider hardt for at prosjekta kan settast i drift i 2030, men det er enno knytt stor uvisse til dei tekniske løysingane, kostnader, lønnsemd, tidsplan og kraftbehov. Å halde tidsplanen er meir krevjande for enkelte av prosjekta enn for andre.

Rettshavarane i dei tre prosjekta på kontinentalsokkelen arbeider mot ei eventuell investeringsavgjerd i første kvartal 2026 og tilhøyrande oppstart frå 2030. Prosjektet på Kårstø arbeider mot ei eventuell investeringsavgjerd i fjerde kvartal 2026. Meir informasjon om prosjekta finst i boks 11.1.

11.1.3 Utviklinga i utslepp fram mot 2030

Kor store utsleppa frå petroleumssektoren blir i 2030, kjem i stor grad an på om og når kraft-frå-land-prosjekt som ikkje er i drift, startar opp. Det gjeld både prosjekta som er under utbygging, og dei som er i ein tidleg planleggingsfase.

I utsleppsframskrivingane er det tatt høgde for at den gradvise forbetringa innanfor energieffektivisering vil halde fram, og at faklinga vil bli ytterlegare redusert.

I perioden fram til 2030 er det ikkje realistisk at andre nye tiltak enn dei som er omtalte ovanfor, kan bidra med store utsleppsreduksjonar.

Anslaga for utsleppsutviklinga fram mot 2030 og i åra etter er baserte på innrapporteringane frå selskapa til Sokkeldirektoratet hausten 2023. Direktoratet innhenta i tillegg enkelte oppdaterte opplysningar i august 2024. Til grunn for utsleppsanslaga frå selskapa ligg mellom anna ei forventning om framtidig verkemiddelbruk, ikkje minst utsleppskostnad.

Anslaga for utslippsutviklinga viser at det er forventa ein betydeleg utsleppsreduksjon fram mot 2030, jf. figur 11.1.

Det er uvisst kor raskt utsleppsreduksjonen vil gå. Det er derfor etablert tre ulike banar for utsleppsutviklinga framover:

1. den berekningstekniske prognosen til Sokkeldirektoratet, som kan samanliknast med prognosen i Meld. St. 36 (2020–2021). I denne prognosen blir det antatt utsleppsreduksjonar som svarer til at dei fire prosjekta som er omtalte i boks 11.1, blir gjennomførte, men med noko seinare innfasing enn det selskapa legg til grunn i planane sine no;

2. eit anslag med utsleppsreduksjonar som svarer til at dei fire prosjekta omtalte i boks 11.1 blir gjennomført før 2030 («lågt utfall»);

3. eit anslag med utsleppsreduksjonar som svarer til at dei fire prosjekta omtalte i boks 11.1 ikkje blir gjennomførte før etter 2035 («høgt utfall»).

I alle banane ligg det til grunn at Hammerfest LNG blir drive med kraft frå nettet frå og med 2030.

Det blir i den berekningstekniske prognosen anslått at utsleppa vil vere reduserte med om lag 38 prosent i 2030. Anslaget er usikkert. Det er mellom anna sterkt avhengig av om og når dei fire kraft-frå-land-prosjekta som er i utgreiingsfasen, blir sette i drift. I denne banen blir ein reduksjon på 50 prosent nådd i første halvdel av 2030-åra.

Ved ei utvikling tilsvarande «lågt utfall» blir utsleppa i 2030 reduserte med om lag 47 prosent samanlikna med nivået i 2005, og at 50 prosent blir nådd året etter.

Ved ei utvikling tilsvarande «høgt utfall» vil utsleppa i 2030 vere 34 prosent lågare enn i 2005, og 50 prosent ikkje blir nådd før etter 2035.

I 2021-planen blei det anslått at utsleppa i 2030 ville vere om lag 35 prosent lågare enn i 2005. Dagens utsikter for utsleppa frå sektoren viser såleis ikkje vesentlege avvik frå det ein anslo i 2021-planen. I den grad det er forskjell, antar ein no at utsleppa i 2030 vil vere lågare enn det som stod i 2021-planen.

Forstørr bilete

Kjelde: Sokkeldirektoratet

Det blir såleis svært utfordrande å redusere utsleppa med 50 prosent samanlikna med 2005-nivået allereie i 2030.

Samtidig vil ein så stor reduksjon venteleg bli oppnådd i første del av 2030-åra så lenge alle kraft-frå-land-prosjekta som er under utbygging og i ein tidleg prosjektfase, eller tilsvarande utsleppsreduksjonar gjennom andre tiltak, blir gjennomførte.

Utsikter til ein høgare utsleppskostnad framover kan bidra til at rettshavarane gjennomfører ytterlegare utsleppsreduserande tiltak. Det vil ikkje føre til at fleire kraft-frå-land-prosjekt blir gjennomførte innan 2030. Til det er tida for kort. Men det kan tenkast at ein del utsleppsreduserande tiltak i mindre skala, så som energieffektivisering og redusert fakling, kan bli lønnsame og dermed bidra til å redusere utsleppa ytterlegare på sikt. Om det fører til at tiltak utover dei som allereie er bakte inn i anslaga i figur 11.1, blir gjennomførte, er likevel høgst usikkert.

Det vil også vere mogleg å redusere utsleppa gjennom nedstenging av felt/innretningar. Det kan medføre at lønnsam produksjonskapasitet eller framtidig fleksibilitet blir avvikla. Dette vil vere dyre tiltak i eit heilskapleg sokkelperspektiv.

Den høge utsleppskostnaden petroleumssektoren er underlagd, betyr generelt at relativt dyre utsleppsreduserande tiltak blir gjennomførte. Med ein slik dobbel verkermiddelbruk (kvoteplikt og ei særskild CO₂-avgift) har ikkje selskapa lenger insentiv til å produsere alle dei lønnsame ressursane, verken i eksisterande felt eller funn. Begge delar fører til ein risiko for samfunnsøkonomisk tap. At samfunnsøkonomisk lønnsame ressursar kan gå tapt og dermed også ramme produksjonsnivået over tid, er særleg relevant for innretningar som ikkje eignar seg for omlegging til drift med kraft frå land.

11.2 Energipartnarskap

Regjeringa presenterte eit mål om å etablere ein energipartnarskap mellom myndigheitene og petroleumsnæringa våren 2024, jf. Prop. 104 S (2023–2024). Stortinget slutta seg til dette, jf. oppmodingsvedtak 910, som Stortinget gjorde i samband med behandlinga av Prop. 104 S (2023–2024) Tilleggsbevilgninger og omprioriteringer i statsbudsjettet 2024 og Innst. 447 S (2023–2024):

«Stortinget ber regjeringen videreføre dialogen og konkretisere innholdet i et energipartnerskap med olje- og gassnæringen, vedtatt i forbindelse med oljeskattepakken20, i tråd med omtalen i Revidert nasjonalbudsjett 2024, med sikte på fortsatte utslippsreduksjoner i næringen for å bidra til å nå klimamålet i 2030. Et viktig premiss for partnerskapet er at olje- og gassnæringen innenfor det finanspolitiske rammeverket skal bidra mer til finansieringen av flytende havvind enn de gjør i dag, ved at CO₂-avgiften på sokkelen skal økes frem mot 2030.»

Departementet har hatt dialog med petroleumsnæringa gjennom KonKraft. KonKraft er ein samarbeidsarena for Offshore Norge, Norsk Industri, Norges Rederiforbund, Næringslivets Hovedorganisasjon (NHO) og Landsorganisasjonen i Norge (LO), med LO-forbunda Fellesforbundet og Industri Energi & FLT.

Departementet vil føre vidare dialogen med petroleumsnæringa gjennom KonKraft om problemstillingar knytte til kraft frå land. Målet er at dette skal bidra til ei felles verkelegheitsforståing knytt til ytterlegare omlegging til drift med kraft frå land.

Eit sentralt tiltak som regjeringa prioriterer for å bidra til betre kraftbalanse, er havvind, jf. kapittel 10 Oppfølging av oppmodingsvedtak om støtteprogram for flytande havvind i del III av proposisjonen.

Ved planlegginga av prosjekt med mogleg omlegging til drift med kraft frå land skal også alternative energiløysingar vurderast.21 I lys av dette blir rettshavarane oppfordra til å halde fram med å greie ut løysingar som minimerer eventuelle negative konsekvensar for kraftsystemet. Dette kan vere tiltak som energieffektivisering, dimensjonering av kraftløysinga, tilkopling til område med god kraft- og effektbalanse med meir.

Kostnadene og dei tekniske moglegheitene for utsleppsreduksjonar ved omlegging til kraft frå land varierer frå felt til felt. Det same gjer forventa gjenværande levetid for felta. Korleis kraftsystemet på land blir påverka, varierer også frå prosjekt til prosjekt. Regjeringa vil vurdere eventuelle nye prosjekt frå sak til sak, som tidlegare. Dei aktuelle rettshavargruppene skal ha nær kontakt med relevante myndigheitsorgan i arbeidet. Generelt vil det vere vanskelegare for rettshavarane å vedta, og få myndigheitene til å godkjenne, prosjekt for ombygging til drift med kraft frå land framover – mellom anna fordi slike ombyggingar kan ha uønskte følger for kraftsystemet.

Utviklinga dei siste månadene i planane for ytterlegare omlegging til drift med kraft frå land til eksisterande felt/innretningar viser at kraftbehovet er redusert. Det kjem av at rettshavarane undervegs i prosjektmodninga har lagt enkelte prosjekt bort og også har redusert det samla omfanget av prosjekta dei arbeider vidare med, jf. boks 11.1.

Som det kjem fram ovanfor, har det skjedd mykje når det gjeld omlegging til kraft frå land til eksisterande felt/innretningar sidan 2020, da det daverande Oljedirektoratet hadde ansvaret for å legge fram ein rapport om kraft frå land.

Som grunnlag for vidare dialog med næringa vil departementet be Sokkeldirektoratet, i samarbeid med NVE, om å utarbeide eit oppdatert kunnskapsgrunnlag om eventuelle framtidige kraft-frå-land-prosjekt. Her skal det mellom anna vurderast kva effekt prosjekta vil ha på kraftprisen, den regionale kraftbalansen og nettet, og dessutan om eventuelle negative effektar kan motverkast av tiltak som auka kraftproduksjon (inkl. gasskraftverk med CO₂-handtering) og nettutvikling. Kunnskapsgrunnlaget skal leverast hausten 2025.

Som del av arbeidet med å redusere utsleppa frå olje- og gassproduksjonen på norsk kontinentalsokkel med 50 prosent innan 2030 innanfor dagens verkemiddelbruk22, samtidig som omsynet til kostnadseffektive utsleppsreduksjonar og til kraftsystemet på fastlandet blir varetatt, vil regjeringa, innanfor det finanspolitiske rammeverket, at petroleumssektoren skal bidra meir til finansieringa av flytande havvind. Regjeringa har eit mål om å auke CO₂-avgifta slik at utsleppskostnaden, det vil seie summen av forventa kvotepris og CO₂-avgift, utgjer 2 400 2025-kroner i 2030.

12 Likestilling og mangfald

Etter lov om likestilling og forbud mot diskriminering er arbeidsgivarar pålagde å arbeide aktivt, målretta og planmessig for å fremme likestilling og hindre diskriminering (aktivitets- og meldeplikta). Energidepartementet gjer her greie for tilstanden i departementet.

Omtale av arbeid med likestilling og mangfald i Sokkeldirektoratet, Noregs vassdrags- og energidirektorat og Havindustritilsynet ligg i årsrapportane frå verksemdene.

12.1 Tilstanden for likestilling mellom kjønna

Likestillingsperspektivet er forankra i personalpolitikken, lønnspolitikken og tilpassingsavtalen. Likestilling er ein integrert del av verksemda som departementet arbeider systematisk med.

• Den enkelte leiaren skal følge opp at kvinner og menn får likeverdige arbeidsoppgåver og same høve til fagleg og personleg utvikling i departementet.

• Kompetansegivande oppgåver og tiltak skal fordelast slik at dei bidrar til likestilling mellom kvinner og menn.

• Departementet skal ha ein lønnspolitikk som bidrar til å fjerne eventuelle kjønnsrelaterte lønnsforskjellar på alle nivå.

• Omsynet til likestilling skal vurderast ved rekruttering til ledige leiarstillingar.

• Den årlege personalstatistikken skal gi ei oversikt over aktuelle likestillingsrelaterte spørsmål i departementet.

• Den likestillingstillitsvalde skal bidra til at intensjonane og føresegnene i hovudavtalen, tilpassingsavtalen og likestillingslova blir følgde opp.

Det samla sjukefråværet var på 4,1 prosent i 2023, mot 3,8 prosent i 2022.

12.2 Om arbeidet med å oppfylle aktivitetsplikta

12.2.1 Rekruttering

Den statlege arbeidsstyrken skal i størst mogleg grad spegle mangfaldet i samfunnet. Mangfaldserklæringa går fram av utlysingsteksten når Energidepartementet lyser ut ledige stillingar.

Det er eit mål å oppretthalde jamn kjønnsbalanse i departementet og få ei kjønnsfordeling på leiarnivå i tråd med denne. Departementet oppfordrar kvinner til å søke leiarstillingar og følger opp at kvalifiserte kvinner blir vurderte på same måte som kvalifiserte menn. Den likestillingstillitsvalde får kunngjeringstekstar på leiarnivå til uttale. Energidepartementet ønsker å rekruttere fleire tilsette med innvandrarbakgrunn, nedsett funksjonsevne eller hòl i CV-en, men opplever at det er få fagleg kvalifiserte søkarar i målgruppa. Departementet har gjennomgått rekrutteringsprosessen med inkludering i fokus, vurderer krav til norsk og innhald i stillingar som blir lyste ut, og bruker kanalar for annonsering som rettar seg mot målgruppa.

12.2.2 Tilrettelegging

Departementet legg til rette ved konkrete behov. Tilrettelegging er ein del av dei interne retningslinjene for personalpolitikken og blir kommunisert i dialog med leiarar og medarbeidarar.

12.2.3 Balanse mellom jobb og fritid

For å bidra til at medarbeidarar og leiarar har ei tilfredsstillande arbeidsbelastning, blir det oppfordra til ein gjennomgang av fordelinga av oppgåvene i seksjonar/avdelingar. Arbeidsbelastning har vore tema i møte i Arbeidsmiljøutvalet, og overtidsbruken blir gjennomgått. Arbeidsmiljøundersøkinga i 2023 avdekte at leiarar opplever høgare arbeidsbelastning enn medarbeidarar.

12.2.4 Lønns- og arbeidsvilkår

Målet er å sikre kjønnsnøytral og lik lønn for same arbeid eller arbeid av lik verdi.

Lønnsstatistikken viser at menn samla sett har høgare snittlønn enn kvinner. Årsakene er samansette, men alderssamansetning og ansiennitet er noko av forklaringa. Tiltak for å sikre likelønn er nedfelte i personalpolitikken, lønnspolitikken og tilpassingsavtalen. Det blir gjort likelønnsvurderingar før dei årlege lokale lønnsforhandlingane, baserte på kjønnsdelt lønnsstatistikk. For å gjere objektive vurderingar under dei lokale forhandlingane nyttar ein vurderingskriterium for lønnsfastsetting i den lokale lønnspolitikken i departementet.

12.2.5 Forfremming og utvikling

Målet er å sikre fagleg og personleg utvikling for alle tilsette. Den enkelte leiaren har hovudansvaret for at dei tilsette får nødvendig kompetanse til å utføre arbeidsoppgåvene sine på ein tilfredsstillande måte. I prosjekt der saksbehandlarar får leiaransvar, skal det leggast særleg vekt på å gi kvinner høve til leiareksponering.

12.2.6 Arbeidsmiljø

Arbeidsmiljøundersøkingar og medarbeidarsamtalar skal gi informasjon om arbeidsmiljøet i departementet og mellom anna bidra til å avdekke eventuelle tilfelle av trakassering. Departementet har eigne varslingsrutinar i medhald av arbeidsmiljølova, har månadlege møte med lokale partar i departementet og følger lov- og avtaleverket knytt til verneombod, helseteneste og annet.

13 Tilsettingsvilkår for leiarar i heileigde statlege føretak og aksjeselskap under Energidepartementet

13.1 Gassnova SF

Tidlegare administrerande direktør Roy Vardheim hadde i perioden 1. januar til 30. april 2023 ei lønn på 693 418 kroner. I tillegg fekk han 2 197 kroner i anna godtgjering. Pensjonsoppteninga var på 87 014 kroner.

Administrerande direktør Morten Henriksen tiltredde 1. mai 2023 og hadde ei lønn på 1 444 432 kroner i 2023. I tillegg fekk han 99 332 kroner i anna godtgjering. Kostnadsførte pensjonsforpliktingar var på 184 055 kroner.

Pensjonsordninga i føretaket omfattar alle tilsette og er basert på dei til kvar tid gjeldande reglane for pensjonsalder og aldersgrense i Statens pensjonskasse. Samla kompensasjonsgrad skal ikkje overstige 66 prosent av lønna, avgrensa oppover til 12 G.

Den gjensidige oppseiingstida er 6 månader. Dersom styret bestemmer at administrerande direktør skal fråtre, har direktøren rett på 6 månaders etterlønn – i tillegg til lønn og andre avtalte ytingar i oppseiingsperioden. Etterlønna blir redusert forholdsmessig dersom direktøren blir tilsett i ei ny stilling før etterlønnsperioden er over.

13.2 Statnett SF

Tidlegare konsernsjef Hilde Tonne hadde ei lønn på 5 604 750 kroner i 2023. I tillegg fekk ho 193 427 kroner i anna godtgjering. Kostnadsførte pensjonsforpliktingar var på 200 728 kroner. Elisabeth Vike Vardheim har frå 1. juni 2024 vore konstituert som konsernsjef. Ho vil fungere inntil det er tilsett ein ny.

Konsernsjefen i Statnett deltar i den kollektive innskotspensjonsordninga i føretaket etter dei vilkåra som til kvar tid gjeld. Pensjonsgrunnlaget er avgrensa oppover til 12 G.

Den gjensidige oppseiingstida er 6 månader. Konsernsjefen har avtale om etterlønn i 12 månader inkludert oppseiingstida dersom det er føretaket som seier opp avtalen. Etterlønna blir redusert forholdsmessig dersom konsernsjefen blir tilsett i ei ny stilling før etterlønnsperioden er over.

13.3 Gassco AS

Administrerande direktør Frode Leversund hadde ei lønn på 3 964 000 kroner i 2023. I tillegg fekk han 277 000 kroner i bonus og 51 000 kroner i anna godtgjering. Kostnadsførte pensjonsforpliktingar var på 601 000 kroner.

Administrerande direktør deltar på linje med andre tilsette i ei kollektiv bonusordning som kan gi inntil 10 prosent av fastlønna i bonus dersom selskapet oppnår avtalte mål. Leversund har ei ytingsbasert pensjonsordning. Han tener ikkje opp pensjon for lønn over 12 G.

Den gjensidige oppseiingstida er 6 månader. Administrerande direktør har avtale om 6 månaders etterlønn frå oppseiingstida går ut, dersom det er selskapet som seier opp avtalen. Etterlønna blir redusert forholdsmessig dersom direktøren blir tilsett i ei ny stilling før etterlønnsperioden er over.