3 Kraftbalansen og nettutvikling

3.1 Innledning

Et godt utbygd overføringsnett er nødvendig for å få produksjon og forbruk til å være i balanse i alle deler av landet. I dette kapittelet blir det gitt en omtale av kraftbalansen med landet inndelt i fem regioner; Øst-Norge, Sørlandet, Vest-Norge, Midt-Norge og Nord-Norge. Det blir videre gitt en omtale av grunnlaget for å planlegge nettet. Det blir også gitt en omtale av noen viktige elementer for kraftbalansen: store forbrukere, utenlandshandel, energiomlegging og forbrukerfleksibilitet.

3.2 Kraftbalansen

I Norge er betydelige deler av kraftproduksjonen lokalisert på Vestlandet og i Nordland. Østlandet har derimot høyest forbruk av kraft i landet, det overstiger langt det som kan produseres i området. Det er derfor nødvendig å transportere kraften fra vest til øst og fra nord til sør. Kraftflyten mellom landsdelene påvirkes også av handelen med Danmark, Sverige, Finland, Nederland og Russland.

Den norske kraftforsyningen har andre særtrekk som forsterker behovet for nett. Vannkraften har betydelige variasjoner i magasinfylling og kraftproduksjon mellom sesonger og år. I år med høyt tilsig til vannkraftverkene vil Norge gjerne ha større innenlandsk produksjon enn bruk av kraft, noe som medfører eksport fra Norge, jf. figur 3.1. I år med lavt tilsig vil situasjonen være motsatt og Norge er avhengig av import. Historiske data viser årlige variasjoner i tilsig på så mye som 60 TWh, noe som tilsvarer halvparten av det norske strømforbruket. Samtidig vil tilsig og produksjonsevne være ulikt fordelt mellom regioner. De store variasjonene i produksjonsmulighetene innenlands gjør det nødvendig å ha tilstrekkelig overføringskapasitet mellom ulike landsdeler og mellom Norge og utlandet.

Et annet viktig trekk ved den norske energiforsyningen er at elektrisitet står for en stor andel av energien benyttet til oppvarming. Det er betydelige forskjeller i oppvarmingsbehovet mellom sommer og vinter, og mellom ulike år. Sammen med svingningene i kraftproduksjonen innebærer dette at balansen mellom forbruk og produksjon, og dermed behovet for overføring av kraft, varierer betydelig.

Kilde: SSB

For å sikre kraftforsyningen i alle situasjoner må overføringsnettet kunne håndtere mulige variasjoner i forbruk og produksjon av kraft som kan forekomme på kort og lang sikt. Dette innebærer at nettet må dimensjoneres både for å håndtere toppene i kraftforbruket, som typisk forekommer på de kaldeste dagene i det kaldeste året (effektbalansen), og for å kunne importere tilstrekkelig kraft gjennom en lengre periode, for eksempel i en tørrårssituasjon der produksjonen er kraftig redusert (kraftbalansen).

Strømproduksjon basert på fornybare energikilder, som vann og vind, kan ikke dekke forbruket uten et omfattende og godt utnyttet overføringsnett. I land som nå skal gjennomføre betydelig omlegging til fornybar strømproduksjon er det en meget stor oppgave å bygge nettet, jf. kapittel 4.

3.3 Nærmere om regionale nettbehov

Vekst og endringer i sammensetningen av produksjon og forbruk fører til at det blir et økende behov for å overføre kraft innad i og mellom regioner fremover. Behovet for nettinvesteringer i de ulike områdene er imidlertid svært forskjellig. I omtalen av regionene er det oppgitt tall for kraftbalansen i normalår. Det er viktig å understreke at det er usikkerhet knyttet til den faktiske kraftbalansen da det er betydelig variasjoner i tilsig og kraftforbruk over sesonger og år, jf. 3.2.

Den geografiske inndelingen som benyttes i dette kapittelet er i samsvar med regioninndelingen i Nettutviklingsplanen til Statnett. Det er imidlertid ikke nødvendigvis samsvar mellom den regionale inndelingen under og fordelingen av prisområder. Den geografiske inndelingen under er naturlig ut fra nettmessige forhold, også ved planleggingen av ny nettkapasitet, mens inndelingen i prisområder følger flaskehalser i nettet som vil variere ut fra de løpende forholdene i kraftmarkedet.

Kilde: NVE og Statnett

3.3.1 Øst-Norge

Nettområdet Øst-Norge består av Oslofjord-området, definert som Oslo, Akershus, Vestfold og Østfold, og den største delen av fylkene Hedmark, Oppland, Buskerud og Telemark. Øst-Norge er den mest folkerike regionen i Norge.

Øst-Norge er både Norges største forbruksområde og produksjonsområde av kraft. Alminnelig forsyning utgjør over 80 prosent av samlet forbruk i regionen.

Øst-Norge er i tillegg kjennetegnet ved å være et stort transittområde for kraft som utveksles med Sverige. En betydelig del av kraftutvekslingen med Sverige skjer i denne regionen. Kraft flyter mellom Vestlandet, utenlandsforbindelsene tilkoblet Sør-Norge og Sverige via Øst-Norge.

Øst-Norge har et samlet kraftforbruk på om lag 49 TWh per år og en beregnet kraftproduksjon i et normalår på om lag 41 TWh. Øst-Norge som helhet har derfor et kraftunderskudd i overkant av 8 TWh i et normalår. Dette innebærer at regionen i dag er avhengig av kraftutveksling med resten av landet og Sverige.

Det er store forskjeller i de lokale kraftbalansene innad i regionen. Oslofjord-området har et relativt høyt forbruk men liten tilgang på regulerbar kraftproduksjon. I dette området utgjør kraftunderskuddet i et normalår om lag 20 TWh. Kraftunderskuddet må dekkes med import fra andre områder i regionen samt Vestlandet, Sørlandet og Sverige. I perioder med kulde og høyt forbruk er spesielt Oslo-området sårbart for feil i overføringsforbindelsene. Indre del av Telemark og Buskerud er derimot et overskuddsområde med høyere produksjonskapasitet enn forbruk. I dette området utgjør kraftoverskuddet om lag 13 TWh i et normalår.

Alminnelig forsyning står for mer enn 80 prosent av det samlede kraftforbruket i Øst-Norge. En stor del av forbruket i alminnelig forsyning er knyttet til oppvarming. Fordi oppvarmingsbehovet svinger betydelig over døgnet og gjennom året er det store variasjoner i forbruket i regionen. Som følge av dette vil det også være store variasjoner i behovet for kraftoverføring til denne regionen.

Nettutviklingen i Øst-Norge de nærmeste årene fokuserer på å bedre forsyningssikkerheten gjennom å etablere tilstrekkelig overføringskapasitet mot de andre regionene og Sverige. Graden av forbruksvekst innad i regionen og det framtidige mønsteret i kraftflyten til og fra Sverige vil være viktige faktorer i vurderingen av behovet for framtidig nettutvikling. Som et transittområde vil økt fornybar produksjon i andre deler av landet også påvirke utviklingen av nettet i Øst-Norge. Blant annet vil det være viktig med forsterkninger i overføringsforbindelsene for å håndtere endringer i kraftflyten den økte uregulerbare kraftproduksjonen kan medføre. Deler av overføringsnettet i Øst-Norge skriver seg fra 1950- og 1960-tallet. Området har derfor behov for oppgradering og utskifting av dette utstyret i relativ nær fremtid. Statnett er, i samarbeid med blant andre Hafslund og Enova, i gang med å utarbeide en helhetlig plan for Oslo-området (Nettplan Stor-Oslo), med en langsiktig strategi for reinvesteringer og tiltak i området.

3.3.2 Sørlandet

Nettområde Sørlandet omfatter Sør-Rogaland og de to Agder-fylkene.

En stor del av Norges regulerbare vannkraftproduksjon er lokalisert på Sørlandet og i nærliggende områder. Sørlandet er også det sentrale området for kraftutveksling med kontinentet gjennom overføringsforbindelsene til Nederland og Danmark.

Sørlandet har et samlet kraftforbruk på om lag 13 TWh per år og en beregnet kraftproduksjon i et normalår på om lag 18 TWh. Sørlandet som helhet har derfor et kraftoverskudd på om lag 5-6 TWh i et normalår.

Innad i regionen er det imidlertid lokale ubalanser. På Nord-Jæren, inklusiv Stavanger-området, er det liten lokal produksjon og høyt forbruk. Det er dermed et stort behov for overføring av kraft inn til området. Kraftsituasjonen i området har i flere år vært preget av at dagens overføringskapasitet til området er begrenset av eksisterende linjekapasitet og av spenningsforholdene i nettet. Som følge av dette har nettet i perioder vært drevet uten tilstrekkelige reserver for eventuelle feilhendelser. I følge Statnett hadde Stavanger i 2010 1170 timer (13 prosent av året) med redusert driftssikkerhet i nettet. Forbruksvekst som følge av tilflytting til Nord-Jæren vil kunne svekke den lokale kraftbalansen ytterligere.

Kraftproduksjonen i region Sørlandet består i hovedsak av vannkraft spredt lokalisert i regionen. Det forventes en økning av fornybar produksjon i området. Det er et stort potensial for utbygging av vindkraft på Sørlandet. De fleste vindkraftplanene er lokalisert vest og syd i regionen. De planlagte småkraftprosjektene ligger mer spredt, men flere utbyggingsplaner er lokalisert mellom Feda og Kristiansand.

Sørlandet har en stor del industrielt forbruk, men også i denne regionen utgjør alminnelig forsyning den dominerende andelen av det totale forbruket. Forbruket varierer over døgnet og over året. Sørlandet er et viktig transittområde for kraftutveksling med utlandet. Forbindelsene til Danmark og Nederland på til sammen 1700 MW er tilknyttet denne regionen. Normalt er det nettoflyt igjennom regionen sørover på dagtid og nordover på nattestid.

I perioder med høy kraftutveksling er det utfordringer knyttet til flaskehalser og overbelastning på det innenlandske nettet. Tekniske egenskaper ved overføringsforbindelsene og behovet for tilgjengelig regulerkraft krever også at det i perioder er lokal produksjon i drift i området. Store deler av den regulerbare vannkraftproduksjonen i Norge er lokalisert på Sørlandet og i nærliggende områder. Her er det dermed størst potensial for den type produksjonstilpasning som er nødvendig for systemdriften av overføringskablene til utlandet.

Nettutviklingen i regionen i årene fremover har fokus på å redusere flaskehalsene som i dag periodevis eksisterer inn og ut av området, å sikre forsyningen på Nord-Jæren og å legge til rette for ny fornybar kraftproduksjon. Eventuelle nye overføringsforbindelser til kontinentet vil medføre et økt behov for å styrke forbindelsene som går inn til og gjennom området, både østover (Østre korridor) og vestover (Vestre korridor). Statnett ferdigstilte en studie høsten 2011 der utfordringene knyttet til ytterligere utenlandsforbindelser blir analysert i nærmere detalj, jf. 3.6.2.

3.3.3 Vest-Norge

Nettområdet Vest-Norge består av Rogaland nord for Boknafjorden, Hordaland og Sogn og Fjordane.

Vestlandet utgjør Norges nest største produksjonsområde av kraft, med mye uregulerbar vannkraftproduksjon. Regionen er også en av de best egnede i Norge for ytterligere utbygging av fornybar kraftproduksjon, særlig småkraft, men også noe vindkraft. Vestlandsområdet har store forbruksuttak gjennom forbruket i Bergensområdet og forbruk i aluminiumsindustrien og petroleumsvirksomheten.

Vest-Norge har et samlet kraftforbruk på om lag 26 TWh per år og en beregnet kraftproduksjon i et normalår på om lag 34 TWh. Vest-Norge som helhet har derfor et kraftoverskudd i størrelsesorden 8-9 TWh i et normalår.

Det er betydelige forskjeller i status for kraftforsyningen innad i regionen. I området nord for Sognefjorden er det normalt balanse eller overskudd. Overskuddet er størst om sommeren. Det er begrensninger i nettet nordover og det meste av kraftflyten går derfor sørover. I vintersituasjoner med høyt forbruk og lite vann i magasinene kan imidlertid flyten snu og kraften gå nordover. Hordaland og Nord-Rogaland er underskuddsområder i normalår. Importbehovet til området varierer med tilgangen på lokal produksjon over året, men dagens overføringsnett har under normal drift ikke kapasitet til å forsyne området i perioder med høyt forbruk og/eller svikt i vannkraftproduksjonen. Særlig utsatt er BKK-området, som omfatter kraftsystemet i Hordaland nord for Hardangerfjorden. Området har hatt en sterk forbruksvekst de siste 15 årene. Samtidig har tilskuddet av ny produksjons- og overføringskapasitet vært moderat. Som følge av dette har BKK-området i dag et betydelig kraftunderskudd, også i normalår. Kraftforsyningen i denne delen av Vest-Norge er derfor særlig sårbar for vinterperioder med lave temperaturer og tørt vær, som kan innebære høy forbruksbelastning og redusert produksjonstilgang. Økt overføringskapasitet fra produksjonskildene lenger øst i Vest-Norge er nødvendig for å sikre kraftforsyningen inn til BKK-området.

Det er et stort potensial for ny fornybar kraftproduksjon i region Vest-Norge, spesielt innen vannkraft. Men grunnet den allerede høye vannkraftsproduksjonen, særlig uregulerbar, og full eksport i sommerhalvåret er det satt en stopp for tilkobling av ny fornybar produksjon i nesten hele Sogn og Fjordane. Flere regionalnett i regionen er også fullt utnyttet. Det er derfor begrensede muligheter til å bygge ut småkraftproduksjon i deler av regionen inntil nye overføringsforbindelser er på plass.

Vest-Norge er den regionen der industrielle formål utgjør størst andel av totalforbruket, om lag 50 prosent. Regionen har store forbruksuttak som blant annet forbruk i aluminiumsindustrien og petroleumsvirksomheten. Denne typen forbruk er mer konjunktursensitivt og ikke like temperatursensitivt som alminnelig forbruk. I tillegg til det industrielle forbruket i Vest-Norge er det alminnelige forbruket i Bergensområdet et stort forbruksuttak i regionen, og dette forbruket er høyere på vinteren enn om sommeren.

Fokuset for nettutviklingen i regionen på kort sikt er å få på plass tilstrekkelig overføringskapasitet til å sikre forsyningen inn og ut av BKK-området. På lengre sikt vil fortsatt forbruksvekst sammen med økt grad av uregulerbar kraftproduksjon kreve en styrking av overføringskapasiteten i Vest-Norge, både innad i regionen og mot andre områder.

Statnett har, i samarbeid med BKK, Sogn og Fjordane Energi, Tafjord og Sunnhordland Kraftlag, nylig avsluttet en studie av behovet for nettutbygging på Vestlandet fram mot 2025. Studien fokuserer særlig på potensialet for ny fornybar kraftproduksjon sammenstilt med mulighetene for utvikling av overføringsnettet i området.

3.3.4 Midt-Norge

Nettområde Midt-Norge omfatter Møre og Romsdal, Sør-Trøndelag samt mesteparten av Nord-Trøndelag.

Midt-Norge har en liten andel av den regulerte vannkraftproduksjonen i Norge, om lag 8 prosent av landets magasinkapasitet er lokalisert i regionen. Regionen har vært preget av et betydelig kraftunderskudd i de senere årene. Det er potensial i regionen for ny fornybar kraftproduksjon, særlig i form av småkraft og vindkraft. Midt-Norge er også et transittområde for kraftflyten fra nord til sør i landet.

Midt-Norge har et samlet kraftforbruk på om lag 21 TWh per år og en beregnet kraftproduksjon i et normalår i underkant av 14 TWh. Midt-Norge som helhet har derfor et kraftunderskudd på nærmere 8 TWh i et normalår, tilsvarende om lag halvparten av egenproduksjonen i regionen. Midt-Norge er den regionen med størst kraftunderskudd relativt til eget forbruk i Norge. Om lag 35 prosent av forbruket i denne regionen dekkes av import i et normalår.

Midt-Norge er en region med store forbruksuttak fra petroleumsvirksomhet og kraftintensiv industri. Industrien i regionen har et samlet årlig normalforbruk på om lag 10 TWh, nær 50 prosent av det totale forbruket. Som helhet har regionen et kraftunderskudd, med visse lokale forskjeller. Sør-Trøndelag og store deler av Nord-Trøndelag er i dag et svakt underskuddsområde. Møre og Romsdal derimot er et område med et betydelig kraftunderskudd.

Kraftsituasjonen i regionen ble betydelig forverret på 2000-tallet som følge av en rask og betydelig økning i forbruket fra petroleumsvirksomhet og kraftintensiv industri. Et moderat tilskudd av ny produksjons- og overføringskapasitet i samme periode har gitt en gradvis strammere effekt- og kraftbalanse i området og et økende importbehov. Magasinkapasiteten i Midt-Norge utgjør 48 prosent av normalproduksjonen i området, mot en magasinkapasitet på 66 prosent av normalproduksjon på landsbasis. Med mindre lagringsmuligheter for vann er regionen også mer sårbar for varierende tilsig over året og fra år til år. Midt-Norge er derfor i stor grad avhengig av tilstrekkelig importkapasitet for å dekke opp forbruket i regionen i ulike situasjoner. Overføringskapasiteten inn til området er ikke tilstrekkelig til å håndtere dette i alle situasjoner. Utfordringene er først og fremst knyttet til vinter- og vårperioder i tørre år. I 2010 ble overføringsforbindelsen mellom Midt-Norge og Sverige, Nea-Järpströmmen, oppgradert og det har bedret situasjonen.

Det planlegges mye ny vind- og småkraftproduksjon i Midt-Norge. Omfanget av denne produksjonen, og tidspunktet den kommer, vil påvirke den langsiktige kraftsituasjonen i området. Det er også muligheter for større forbruksvekst i regionen, spesielt i tilknytning petroleumsvirksomheten.

Nettutviklingen i regionen den nærmeste tiden har, som i de senere årene, fokus på å styrke forsyningssikkerheten ved å etablere økt overføringskapasitet mot andre regioner med overskudd på kraft, som mot Sogn og nordover til Nordland. Dersom planlagt ny vindkraftproduksjon i Trøndelags-fylkene realiseres, medfører dette et behov for også å forsterke nettet nord-sør gjennom Midt-Norge. Midt-Norge er i tillegg et transittområde for kraftflyten fra nord til sør i landet. Kraftsituasjonen i Nord-Norge vil dermed også få betydning for nettutviklingen i regionen på lengre sikt. Økt fornybar kraftproduksjon i Nord-Norge, med korresponderende økning i kraftoverskuddet, vil kunne medføre økt kraftflyt fra nord til sør i landet, noe som også vil belaste nettet nord-sør i Midt-Norge ytterligere.

3.3.5 Nord-Norge

Nord-Norge består i denne sammenheng av Finnmark, Troms og Nordland samt Nord-Trøndelag, nord for Tunnsjødal.

Nord-Norge har et stort potensial for fornybar kraftproduksjon, i hovedsak småkraft og vindkraft, i regionen. Regionen har overføringsforbindelser til både Sverige, Finland og Russland samt Midt-Norge.

Nord-Norge har et samlet kraftforbruk på om lag 19 TWh per år og en beregnet kraftproduksjon i et normalår i overkant av 24 TWh. Nord-Norge som helhet har derfor et kraftoverskudd på om lag 5 TWh i et normalår.

Nord-Norge er arealmessig en stor region og har ulike utfordringer i de ulike områdene i regionen. I Finnmark og Nord-Troms er det i normalår kraftoverskudd over året, men med store sesongvariasjoner, mens det i Sør-Troms i normalår er et vesentlig kraftunderskudd. I normalår har Finnmark et overskudd på 0,6 TWh. For Nordland og Troms er det samlet sett et kraftoverskudd på om lag 4,2 TWh i et normalår. Det er et potensial for utbygging av småkraft, særlig i Nordland, og vindkraft ellers i regionen.

Kraftproduksjonen nord for Ofoten kommer i hovedsak fra vannkraftanlegg med store magasin, spesielt i Nordland. I Finnmark er det mest uregulerbar elvekraft som medfører vesentlig større sommerkraftproduksjon enn vinterkraftproduksjon. Når det gjelder kraftforbruket er situasjonen motsatt. Alminnelig forbruk står for om lag 60 prosent av forbruket i regionen. Dette forbruket er svært temperaturavhengig og er dermed klart større om vinteren enn om sommeren. For området nord for Ofoten gir denne sammensetningen av produksjon og forbruk i et normalår en situasjon med stor flyt av kraft ut av regionen i sommermånedene og en betydelig import av kraft i vintermånedene. For resten av Nordland er det overskudd hele året. Det er også stor forskjell mellom kraftsituasjonen i regionen i år med mye nedbør og i år med lite nedbør. Den sterke sesongvariasjonen i både forbruk og produksjon gjør at overføringskapasiteten i deler av nettet i perioder blir begrenset.

For området nord for Ofoten, kan kraftsituasjonen med dagens produksjonskapasitet og forbruk på vinterstid bli utfordrende i år med lite nedbør. Ved feil i nettet forsterkes dette ytterligere. Dette innebærer at kraftforsyningen i regionen er avhengig av kraftutveksling med resten av landet og Sverige. I tillegg er det en viss kraftimport fra Russland og kraftutveksling med Finland.

Flere forhold vil være viktig for den fremtidige utviklingen av kraftsituasjonen i Nord-Norge. På forbrukssiden kan økt petroleumsvirksomhet i nordområdene skape et behov for å benytte kraft fra land. I tillegg vil eventuell økning i gruvedriften i Finnmark øke forbruket. Det er også et stort potensial for mer fornybar produksjon i regionen. Store deler av dette potensialet er uregulerbar vindkraft og småkraft. En situasjon med økt kraftforbruk og en større andel uregulerbar kraftproduksjon vil kunne gi et økt behov for overføringskapasitet innad i regionen og sørover til Midt-Norge, og over til Sverige. Statnett har igangsatt en studie, Arctic Circle, som vurderer hvor mye nytt forbruk og ny produksjon som kan realiseres med en eventuell 420 kV-ring på Nordkalotten.

3.4 Vurderinger av behovet for investeringer i nett

3.4.1 Innledning

Investeringene i overføringsnettet vil være drevet av behovet for transport av kraft for å utlikne de løpende forskjellene i tilgang og bruk av kraft. I tillegg skal investeringene sørge for en sikker og forsvarlig drift av nettet og tilrettelegge for et velfungerende kraftmarked.

Det finnes tre særlig relevante kilder for kunnskap om behovet for nettutbygging; planer og vurdering for utviklingen i forbruk og produksjon de neste 10-15 årene, indikatorer for driften av kraftsystemet og tekniske og økonomiske vurderinger av tilstanden til overføringsnettet.

3.4.2 Utviklingen i forbruk og produksjon på effekt- og kraftbalansen.

Store deler av overføringsnettet kan ha en levetid på opp til 50 – 70 år. I vurderingene av det fremtidige behovet for nettinvesteringer må det derfor gjøres anslag på usikre faktorer langt fram i tid. Utviklingen i både produksjon og forbruk av kraft avhenger av en rekke ulike variabler, som for eksempel konjunkturer, næringssammensetning, teknologisk utvikling, demografiske forhold, klimautvikling og energi- og kraftpriser.

Kraftforbruket i Norge fordeles gjerne på forbruk i alminnelig forsyning og forbruk i den kraftintensive industrien. Husholdninger, tjenesteytende sektor og annen industri enn den kraftintensive står for det meste av forbruket innenfor alminnelig forsyning. I denne forbrukskategorien går en stor del av forbruket av elektrisitet til oppvarming, særlig i husholdningene. Arbeidet med energiomlegging vil på lang sikt trekke i retning av lavere forbruk av elektrisitet enn om utviklingen overlates til seg selv. Det er grunn til å tro at bygningsmassen vil bli stadig mer energieffektiv, og at varmebehovet i økende grad dekkes på annen måte enn gjennom direkte elektrisk oppvarming, jf. 3.6.3. Også i industrien skjer det betydelig energieffektivisering. Det er imidlertid andre forhold som trekker i retning av økt strømforbruk. Befolkningsveksten bidrar over tid til at det må bygges flere boliger, skoler og forretningsbygg. Denne veksten fordeler seg ulikt mellom regioner. Endringer i disponibel inntekt påvirker også forbruket i alminnelig forsyning både til oppvarming og til kjøp av varer og tjenester som bruker energi. Siden det er flere effekter med ulik fortegn er det usikkert hvordan utviklingen i kraftforbruket innenfor alminnelig forsyning vil bli, og det må legges til grunn at det vil være forskjeller mellom regionene. Utviklingen skjer gradvis, men i løpet av 10-15 år kan det bli betydelige regionale endringer sammenliknet med dagens situasjon.

Forbruksøkninger kan komme fra økt bruk av kraft fra land i petroleumssektoren og etablering av kraftintensiv industri, jf. 3.6.1, i tillegg til vekst i alminnelig forsyning. Fordi produksjonen i disse sektorene krever mye energi, vil de fleste utvidelser eller nyinvesteringer være forbundet med en betydelig vekst i kraftforbruket i løpet av kort tid. For enkelte regioner kan dette gi store utslag på balansen mellom forbruk og produksjon av kraft, og dermed behovet for kapasitet i overføringsnettet i eller inn til det aktuelle området. Det er større usikkerhet knyttet til den langsiktige utviklingen i industriens kraftbehov enn for de øvrige forbrukskategorier. Endringer kan påvirke kraftforbruket betydelig i løpet av kort tid. Dette skyldes at industriaktiviteten er nært knyttet til utviklingen i konjunkturer og råvarepriser, som kan variere betydelig over en lengre tidsperiode. I tillegg vil forbruket i petroleumsvirksomheten på lang sikt avhenge av omfanget av nye funn på norsk sokkel og mulighetene for utnyttelse av disse, samt muligheten disse har til å benytte seg av kraft fra land. Fordi økninger i aktivitetsnivået i industrien representerer store forbruksuttak av kraft innebærer disse usikkerhetsfaktorene en betydelig utfordring i nettplanleggingen. Tiltak for energieffektivisering og økt forbrukerfleksibilitet vil kunne påvirke utviklingen i kraftforbruket, både når det gjelder nivå, sammensetning og profil på forbruksuttaket, jf. 3.6.3.

Vurderinger av nasjonal og regional forbruksvekst i et lengre tidsperspektiv krever derfor omfattende analyser. I arbeidet med Statnetts nettutviklingsplan gjøres det en rekke vurderinger av forbruksutviklingen under ulike forutsetninger om utviklingen på lang sikt. Kraftsystemutredningene som gjennomføres av de regionale netteierne er viktige verktøy i planleggingen av nettutviklingen, jf. kapittel 7.

Utviklingen i ny kraftproduksjon påvirker kraftbalansen, og derigjennom behovet for overføringsnett til import og eksport av kraft nasjonalt og mellom regioner. I kraftmarkedet bygges ny kraftproduksjon ut fra aktørenes egne lønnsomhetsvurderinger og myndighetenes vedtak om konsesjon. Lønnsomhetsvurderinger vil avhenge av forventinger om framtidige energi- og kraftpriser, rentenivå og myndighetenes rammebetingelser som påvirker kostnader og inntekter. Anslag på ny produksjonskapasitet nasjonalt og i ulike regioner er derfor et usikkerhetsmoment i planleggingen av ny overføringskapasitet. Også den store ulikheten i type prosjekter, for eksempel når det gjelder geografi, størrelse og regulerbarhet i kraftproduksjonen kan gi opphav til ulike vurderinger av nødvendig overføringskapasitet. Av hensyn til utslipp av klimagasser er det sterke begrensinger i hvilke typer produksjonskapasitet som det er ønskelig å bygge ut, og det begrenser muligheten for kraftproduksjon i visse områder.

Det er flere forhold som trekker i retning av økte investeringer i kraftproduksjon sammenliknet med tidligere. Som en del av den nasjonale klimapolitikken har det vært viktig å legge til rette for ordninger som sikrer fortrinn til fornybar elektrisitet. Det norsk-svenske markedet for elsertifikater har avklart myndighetenes mål og støttesystem for fornybar kraftproduksjon.

NVE har hatt en økende mengde konsesjonssøknader til behandling de senere årene. Søknadene omfatter både vindkraft og vannkraft i ulike kategorier. Særlig har aktiviteten når det gjelder småkraftutbygging vært økende. Det er i dag et produksjonsvolum tilsvarende om lag 5,7 TWh per år som har fått endelig konsesjon, men som foreløpig ikke er bygget ut. I tillegg er ytterligere 12 TWh vannkraft per år og betydelig vindkraft til behandling i NVE eller OED. Elsertfikatordningen som trådte i kraft fra 1.1.2012 innebærer et samlet mål om 26,4 TWh per år ny fornybar elektrisitetsproduksjon for Norge og Sverige i 2020.

Fornybare energiressurser er stedbundne, og kraftproduksjonen er bundet av der hvor ressursene er plassert. De fornybare energiressursene i Norge er store, men ujevnt fordelt i landet. Dette legger føringer for hvordan nettet utvikles. En større utbygging av fornybar energi vil kunne føre til endringer i de regionale kraftbalansene. I områder uten fornybare energiressurser vil eventuelle forbruksøkninger skape et økt importbehov, noe som kan utløse nettinvesteringer. I områder med fornybare ressurser kan det bli behov for å øke nettkapasiteten ut av området.

Mye av den nye kraftproduksjonen fra fornybare ressurser vil komme fra vannkraft uten magasiner og fra vindkraft. Disse krafttypene skiller seg fra mye av vannkraften vi har i Norge i dag ved at den må produsere når det er tilsig til elvene eller tilstrekkelig med vind. Ressursene finnes noen ganger på steder hvor det er begrenset nettkapasitet. Til sammen gjør disse faktorene at fornybarsatsingen må kombineres med økte nettinvesteringer, videreutvikling av markeder og en mer avansert drift av kraftsystemet. Et eksempel på dette er deler av Hordaland. Området er et underskuddsområde og har i lange perioder hatt svekket forsyningssikkerhet. På vintertid har det ofte vært full import til området fra omkringliggende områder. På sommerstid derimot har mye uregulerbar vannkraftproduksjon gjort at det ofte har vært full eksport fra området. Denne produksjonen er lavere på vinteren. Det er begrenset mulighet til å bygge ut småkraftproduksjon i området inntil nye overføringsforbindelser er på plass. Produksjon med store variasjoner over døgnet og sesonger medfører dermed at nettet i større grad må kunne kompensere for under- og overskudd i tilgangen på kraft på kort varsel.

På samme måte som med forbruksvurderingene legges det ned et betydelig arbeid i å analysere konsekvenser for nettutbyggingen av ulike forløp for produksjonsutviklingen. Tilgjengelig nettkapasitet vil også, på den annen side, være bestemmende for muligheten til å etablere ny produksjonskapasitet. Dette samspillet mellom utbygging av nett og produksjon er derfor en sentral del av nettplanleggingen, og skjer blant annet i forbindelse med nettutviklingsplanen og de regionale kraftsystemutredningene. NVEs koordinering av konsesjonsbehandlingen av nett og produksjon er omtalt i 6.5.3.

Foto: Hilde Totland Harket

Nettets utnyttelse

De siste to tiårene har det vært investert lite i sentralnettet, selv om forbruket har steget. Det har vært mulig blant annet fordi det eksisterende nettet er blitt utnyttet mer effektivt gjennom en effektiv organisering av markedet og ved at det er gjennomført tiltak for å oppnå en høyere overføringskapasitet av sentralnettet, jf. 2.5. Slike tiltak omfatter temperaturoppgraderinger av overføringslinjer, investeringer i SVC-anlegg og innføring av systemvern. Gjennom disse tiltakene er mulighetene for å øke overføringskapasiteten i eksisterende nett i mange områder nå i stor grad utnyttet.

Driften av kraftsystemet har de senere år gitt flere nye rekorder. Vinteren 2009/2010 ble det registrert ny maksimallast både i det norske og det nordiske kraftsystemet. Maksimallast for Norge er 23 994 MW (6. januar 2010). Den kalde vinteren medførte også rekordhøye kraftpriser og betydelige prisforskjeller mellom et økende antall prisområder i Norge. Også vinteren 2010/2011 var kald, og det ble registrert rekordhøy import i uke 6 i 2011. I løpet av de siste 20 årene har årlig maksimal forbruksbelastning i nettet økt med 26 prosent.

Kilde: Statnett

Flere områder i Norge har hatt økende antall timer med drift uten tilfredsstillende reserver for å kunne håndtere feilsituasjoner og utkoblinger i nettet, såkalt N–0-drift, de siste årene. N–1-drift tilsier at én komponent i kraftsystemet skal kunne få én feil uten at forbrukere mister strømmen. N–½ drift av nettet i et område innebærer at noen av forbrukerne, men ikke alle, i dette området vil miste strømmen dersom én komponent i kraftsystemet får én feil. Områder som skiller seg ut med stort eller økende antall timer med N–0-drift er BKK/Bergen, Stavanger, Nord-Norge nord for Ofoten, Lofoten/Vesterålen, Finnmark og Kristiansand. Nettene inn mot Sunnmøre og Sunnfjord/Nordfjord har ensidig forsyning av store deler av forbruket. Begge disse har N–0-drift om lag 5000 timer i året.

Boks 3.1 Håndtering av flaskehalser gjennom prisområder

Kilde: NVE

Fordelingen av prisområder og prisforskjellene mellom disse gir i all hovedsak et speilbilde av de store og langvarige flaskehalsene i det norske overføringsnettet. Når det over lang tid er store prisforskjeller mellom to områder er dette et signal om energiknapphet i området med høy pris. Det kan da være nødvendig med nye nettinvesteringer som øker overføringskapasiteten. Prisområdene er derfor nyttige verktøy for å synliggjøre og verdisette behov for nettinvesteringer. Håndtering av flaskehalser er nærmere omtalt i 2.5.1.2.

Flaskehalser oppstår når ønsket forbruk i et område overstiger den mulige produksjons- og importkapasiteten eller når produksjon i et område overstiger forbruket og eksportkapasiteten. For å håndtere store og langvarige flaskehalser er Norge delt inn i prisområder.

Kilde: Nord Pool Spot

I dagens kraftsystem er det fem prisområder i Norge; NO1, NO2, NO3, NO4 og NO5, se figur 3.5.

Prisområdene har endret seg over tid, som følge av at flaskehalsene har endret seg. Nye nettinvesteringer kan ofte bidra til at flaskehalser forsvinner helt, og at grunnlaget for et eget prisområde dermed bortfaller. Internt i et prisområde håndteres flaskehalser gjennom andre virkemidler, omtalt i 2.5.1.2. Prisen vil i slike tilfeller ikke gi signaler om flaskehalsene, men dette utelukker ikke behov for nettinvesteringer.

Kilde: Nord Pool Spot

Kilde: Statnett

Systemvern er en måte å håndtere utfordrende drift på. Det er flere typer systemvern. En type er belastningsfrakobling som innebærer automatisk frakobling av bestemte forbrukere hvis feil oppstår i nettet, jf. 2.5.1.2. Tiltaket har vært benyttet av Statnett i mange år overfor industri for å kunne heve overføringsgrensene på nettanlegget ved å sikre at feil i nettet ikke gir ukontrollert utkopling av et større område. De senere år har kraftsituasjonen i Bergensområdet gjort det nødvendig med belastningsfrakobling også for alminnelig forbruk. Dette er forhold som viser at nettet i deler av Norge har nådd sin kapasitetsgrense.

3.4.3 Nettets alder og tekniske tilstand

Nettets alder og tekniske tilstand er ikke direkte knyttet til vurderinger av den kortsiktige og langsiktige kraftbalansen, men har stor betydning for investeringsomfanget.

Flere av nettanleggene vil de nærmeste årene nærme seg forventet teknisk levetid. Om lag 40 prosent1 av Statnetts ledninger ble bygget før 1970-tallet, og de eldste ledningene ble driftssatt allerede i 1928. Den historiske utviklingen av overføringsnettet er omtalt i boks 2.4. Det vil ofte være fornuftig at nødvendige reinvesteringer gjøres samtidig som planlagte kapasitetsøkninger. Smart grid-teknologi vil også påvirke hvordan overføringsnettet utvikles fremover, jf. 2.9.

3.5 Nettselskapenes prosjekter for sentralnettet

Det er omfattende planer for nettinvesteringer, som vil bidra til at vi har et robust og sterkt nett i hele Norge. Tabell 3.1 viser hvilke prosjekter som i dag er under vurdering i sentralnettet.

Hvert enkelt prosjekt vurderes grundig av myndighetene gjennom konsesjonsbehandlingen. Vurderingene gjøres i tråd med regjeringens nettpolitikk, jf. kapittel 5 og 6. Beslutninger om de enkelte prosjekter gjøres i konsesjonsbehandlingen jf. kapittel 7. Det gås derfor ikke nærmere inn på de enkelte prosjektene i denne meldingen.

3.6 Nærmere om enkelte elementer i kraftbalansene

3.6.1 Store forbrukere

Norge har tradisjonelt hatt en stor kraftintensiv industri, og enkelte petroleumsanlegg har de senere årene også blitt tilknyttet kraftnettet på land. Både kraftintensiv industri og petroleumsanlegg er store forbrukere som ved økninger eller nyetableringer skaper andre utfordringer for nettet enn ved tilknytning av alminnelig forbruk. Alminnelig forbruk viser over tid en relativt kontinuerlig utvikling som blant annet følger befolkningsveksten. Store forbruksetableringer vil derimot innebære enkeltøkninger med relativt store byks i forbruket. Mellomstore norske byer (for eksempel Drammen) har normalt et effektuttak på om lag 200 MW. Noen store forbrukere kan ha effektuttak som er flere ganger større enn dette og nye store forbruksuttak kan dessuten etableres langt raskere enn tiden det tar å etablere ny overføringskapasitet. Dette er krevende for utviklingen av kraftsystemet. Store forbruksetableringer i områder med stram kraftbalanse er særlig utfordrende for overføringsnettet, og kan utløse behov for store nettinvesteringer. I regioner med stort overskudd kan store forbruk redusere behovet for nett, og nedleggelser vil da gi økt overføringsbehov. Dette stiller store krav til koordinering mellom forbruk og nett, jf. 6.5.3.

Fra 1997 har kraft fra land vært vurdert for alle nye utbygginger og større ombygginger på kontinentalsokkelen. Troll A-plattformen var den første installasjonen på kontinentalsokkelen som ble drevet med kraft fra land. Felt som Ormen Lange, Snøhvit og Gjøa er senere også forsynt med elektrisitet fra land. Goliat vil få kraft fra land når feltet kommer i produksjon, og Valhall vil få kraft fra land når det nye feltsenteret settes i produksjon. I tillegg får også landanleggene Kårstø, Kollsnes, Tjeldbergodden og Nyhamna helt eller delvis kraft fra nettet. I 2010 brukte petroleumssektoren2 om lag 6 TWh.

Kilde: NVE

I den siste tiden har det vært flere nye funn på norsk sokkel blant annet på Utsirahøyden i den midtre delen av Nordsjøen. Eventuell bruk av kraft fra land i disse tilfellene vil påvirke de regionale kraftbalansene og kan skape økt behov for nettinvesteringer.

Det er et mål for Regjeringen at det skal legges til rette for nytt kraftforbruk, jf. Meld. St. 28 (2010 – 2011). Kraft fra land til petroleumssektoren vil redusere utslippene av CO₂ fra norsk sokkel. Det vil også bidra til en reduksjon av utslipp innenfor Norges grenser så lenge kraftbehovet dekkes opp av utslippsfri kraftproduksjon i Norge eller ved importert kraft. Utslipp fra petroleumssektoren er omfattet av EUs kvotesystem, det betyr at reduserte utslipp fra denne sektoren vil innebære at utslipp i andre sektorer øker. Kraft fra land kan være en måte å redusere de nasjonale utslippene, og skal fortsatt vurderes som alternativ ved alle nye utbygginger på norsk sokkel. Det er imidlertid en forutsetning at tilknytning av nytt forbruk ikke går på bekostning av forsyningssikkerheten i kraftsystemet regionalt eller nasjonalt.

I september 2011 ga Olje- og energidepartementet Statoil ASA konsesjon etter energiloven til å bygge og drive flere kompressorer på Troll A-plattformen i Nordsjøen med kraft fra land. For å ivareta en krevende forsyningssikkerhet i området, ble Statoil pålagt særlige vilkår for å knytte seg til nettet. Med systemvern og manuell utkobling fant departementet at Troll A-plattformen kan tilknyttes som en midlertidig løsning fram til de nødvendige forsterkninger i nettet er gjennomført. Nettselskapet og systemansvarlige skal heller ikke kompensere Statoil ASA for en eventuell utkobling i denne perioden.

Foto: Statoil

3.6.2 Utenlandshandel

Det har i over 50 år vært overført kraft til og fra utlandet. Den største kapasiteten for overføring er med Sverige, jf. 2.4.

Utenlandshandel forutsetter et robust overføringsnett mellom ilandføringspunktene og til og fra områder hvor produksjon og forbruk er lokalisert i de ulike landene. Utviklingen i overføringskapasitet til utlandet vil dermed påvirke behovet for nasjonale nettinvesteringer. Driftsutfordringer, forsinkelser og uforutsette hendelser i det interne nettet vil kunne påvirke fremdriften i utenlandsprosjekter. Investeringer i utvekslingskapasitet må derfor ses i sammenheng med utviklingen av det innenlandske nettet. Regjeringens politikk for utenlandshandelen er omtalt i 6.6.

Statnett gjennomførte høsten 2011 en studie hvor de har vurdert nettkapasiteten i region Sørlandet i forbindelse med eventuelle nye utenlandsforbindelser. Et resultat av vurderingene er at Statnett mener at oppgraderinger av overføringsnettet i Sør-Norge vil måtte skje mer stegvis enn tidligere antatt, blant annet for å kunne sikre kraftforsyningen i området i gjennomføringsperioden. En mer gradvis oppgradering av overføringsnettet i region Sørlandet vil innebære at det er større begrensninger på hvor stor utvekslingskapasitet som kan tilknyttes Sørlandet i de nærmeste årene. I studien vurderer Statnett det slik at de først kan ferdigstille en kabel på om lag 1000 MW i 2018 og ytterligere en kabel på om lag 1000 MW i 2021. Forbindelsen til Danmark, SK 4, kommer i tillegg. Forbindelser til Sverige kommer i andre geografiske områder. Denne meldingen går ikke nærmere inn på enkeltprosjekter, jf. 3.5, og det gjelder også gjennomføringen av investeringer i innenlandsnett som er nødvendige for etablering av flere utenlandsforbindelser.

Foto: Statnett

3.6.3 Energiomlegging og økt forbrukerfleksibilitet

Satsingen på energiomlegging og økt forbrukerfleksibilitet er en viktig del av energipolitikken. Over tid har dette trolig bidratt til å utsette og redusere behovet for økt nettkapasitet. Imidlertid vil det ta tid før den økte satsningen de senere årene fanges opp i statistikk og makrobaserte analyser.

Det vil fortsatt være viktig å fremme energiomlegging og forbrukerfleksibilitet også for å redusere behovet for å styrke overføringskapasiteten. Det vil imidlertid være forskjeller mellom geografiske områder hvor stor betydning denne satsingen har.

Regjeringen legger vekt på at nettselskapene tar hensyn til virkningen av energiomlegging og økt forbrukerfleksibilitet i prosjekt hvor dette vil kunne ha betydning. Disse vurderingene må komme inn i tidlig fase, som under kraftsystemutredning og områdestudier, jf. boks 3.3. De lange ledetider ved utbygging av nett og for energiomleggingsprosjekter krever lang planleggingshorisont og god informasjonsutveksling mellom de involverte aktører.

3.6.3.1 Energiomlegging

Gjennom energiomlegging arbeider regjeringen for å effektivisere energiforbruket og erstatte bruken av strøm til oppvarming med andre energikilder. Energiomlegging skal styrke forsyningssikkerheten innenfor rammene av miljøpolitiske mål.

Det er den enkelte forbruker som har ansvaret for sin energibruk. Prisen på ulike energibærere og energikilder, og kostnadene ved ulike teknologier, påvirker energibruken både i husholdninger og næringsliv. Myndighetene påvirker imidlertid utviklingen på ulike måter. Det er en rekke avgifter på bruk av energi som er begrunnet med miljøhensyn. Avgiftene kan påvirke både nivået på energibruken og valg av energibærer. Det er fastsatt krav til energieffektivitet i nye bygg og ved hovedombygging. Det stilles også krav til å ta i bruk andre energibærere enn strøm og olje til oppvarming i nye bygg og ved større rehabiliteringer. Det er innført energistandarder og merkeordninger for teknisk utstyr og energimerkeordning for bygg. Enova og Energifondet stimulerer til en bred og målrettet energiomlegging i industri og bygg gjennom ulike virkemidler, herunder informasjon, rådgivning og tilskuddsordninger.

Behovet for økt nettkapasitet er ofte knyttet til forsyningssituasjonen i et bestemt geografisk område, jf. 3.3. og 3.4. Ofte vil det også haste med å løse forsyningssituasjonen. Satsingen på energiomlegging er imidlertid rettet mot landet som helhet og ikke begrenset til bestemte områder. Det vil normalt ta mange år før innsatsen gir vesentlige resultater på energibruken. Det vises til Prop. 1 S (2010-2011) for nærmere omtale av ledetider for energiomleggingsprosjekter som har fått tilsagn om støtte fra Enova. For landet samlet kan energiresultatene fra arbeidet med energiomlegging være betydelige på lang sikt, men for en enkelt region vil det gi et begrenset bidrag til den konkrete forsyningssituasjonen på kort og mellomlang sikt. Energiomlegging vil trolig ha betydning for nettprosjekt som er nødvendige for å møte en generell forbruksvekst, men ha mindre å si der nettprosjekt er nødvendige i hovedsak grunnet utvidelser i store forbruk eller for dårlig forsyningssikkerhet.

En viktig årsak til at energiomlegging tar tid er at beslutninger om å effektivisere energibruken ofte blir tatt i forbindelse med at et industrianlegg eller et bygg skal oppgraderes eller utvides. Kostnadene ved energitiltak vil være begrenset når det likevel skal gjøre omfattende tiltak. Tilfanget av gode prosjekter er derfor avhengig av rehabiliteringsrater i bygg og investeringsaktiviteten i industri. Samtidig vil det være opp til den enkelte aktør å prioritere energieffektiviseringstiltak.

Et energiomleggingstiltak vil ofte bidra til å redusere bruk av elektrisitet, men ikke alltid. Rehabilitering av bygg og investeringer i industrianlegg er ofte forbundet med utvidelser og dette trekker i retning av at den samlede energibruken øker. I bygg ser vi for eksempel at forbrukerne øker innetemperaturen eller varmer opp flere rom i forbindelse med at det blir gjort effektiviseringstiltak. Tiltakene vil uansett bidra til å begrense veksten i forbruket på grunn av energieffektivisering. Når det gjelder etablering av fjernvarme og lokale varmesentraler, eller skifte av energibærer vil det i første omgang være aktuelt å nå den delen av markedet som har vannbårne anlegg. Disse anleggene er imidlertid normalt basert på oljefyring og ikke elektrisitet. Nye bygg utgjør en liten del av markedet, og det vil kreve svært høye støttesatser dersom man skal stimulere til å etablere vannbårne anlegg i eksisterende bygg som er basert på strømoppvarming. Satsingen på oppvarmingsløsninger basert på andre energibærere enn elektrisitet og olje er likevel med på å begrense veksten elektrisitetsforbruket, fordi oljefyringsanlegg er i ferd med å fases ut i Norge. Alternativet ville da ofte ha vært å ta i bruk elektrisitet. Departementet legger til grunn at satsing på fjernvarme og lokale varmesentraler er med på å begrense veksten i strømforbruket.

Energiomleggingstiltak som bidrar til å begrense elektrisitetsbruken vil normalt også være gunstig for effektbalansen. Ved installasjon av luftvarmepumper kan det imidlertid oppstå høyere effektbelastning på kalde vinterdager når virkningsgraden er lav. Varmepumper kan dessuten være ugunstig både for kraft- og effektbalansen i de tilfellene der de erstatter oppvarming basert på andre energikilder enn elektrisitet. Andre energieffektiviseringstiltak som ikke er knyttet til varmebehovet, vil normalt også dempe effektbelastningen, særlig i industrien. I boks 3.2 omtales noen aktuelle energiomleggingstiltak i ulike sektorer.

Det må legges til grunn at nettet må styrkes også på lang sikt for å sikre forsyningen i regioner med generell forbruksvekst i alminnelig forsyning. Energiomlegging vil kunne ha betydning for forbruksveksten. I den langsiktige planleggingen, der analyser av forbruket er helt sentralt, skal det tas hensyn til effekten av energiomlegging. Ved en styrking av energiomleggingspolitikken, slik vi har sett de senere år, vil det ta tid før effekten gir utslag i form av redusert behov for utbygging av nett. Dette vil hensyntas i analysene.

3.6.3.2 Forbrukerfleksibilitet

Forbrukerfleksibilitet er forbrukerens evne og vilje til midlertidig å bytte energibærer eller endre sitt energiforbruk på kort eller mellomlang sikt. For at forbrukerne skal ha mulighet til å være fleksible, må de ha mulighet til å skifte mellom ulike energibærere eller flytte forbruk i tid. For å utløse fleksibilitet er det viktig at forbrukerne får prissignaler som forteller når kapasiteten i systemet er presset, både for kraftleveransen og for kapasiteten i nettet. Kundene må også ha informasjon om sitt faktiske forbruk, helst timemåling, og om prisendringer, samt mulighet til å inngå kontrakter som baseres på de løpende prisene (timeavregning).

Et viktig steg for å øke små og mellomstore brukeres forbrukerfleksibilitet er innføring av avanserte målesystemer (AMS). AMS vil gi timemåling av forbruket og bedre sluttbrukerens informasjon om priser og energiforbruk. AMS skal være installert hos alle forbrukere innen 1. januar 2017. For større sluttbrukere har det vært krav om timemåling siden 2006. En del av fleksibiliteten til de større forbrukerne blir også utnyttet ved at nettselskaper inngår avtaler om midlertidig utkobling med sluttbrukere, blant annet i regulerkraftmarkedet, jf. 2.5.1.2. Det er de større forbrukerne som antas å bidra mest med forbrukerfleksibilitet.

Det er vanskelig å vurdere de faktiske virkningene av forbrukerfleksibilitet på behovet for nettkapasitet i dag og i årene fremover. Dette avhenger blant annet av hvor mye tilgjengelig fleksibilitet som finnes på forbrukssiden i dag og hvordan utviklingen blir fremover. Videre avhenger det av hvordan forbrukerfleksibiliteten påvirker effektbruken på konkrete tidspunkter og i ulike situasjoner. Faktisk tilgjengelig forbrukerfleksibilitet er situasjonsavhengig og varierer med blant annet temperatur og substitusjonsmuligheter.

Som følge av regjeringens satsning på avanserte målesystemer er det antatt at den samlede forbrukerfleksibiliteten i markedet vil øke i de kommende årene. I tillegg til å øke forbrukerens insentiv til på eget initiativ å utvise fleksibilitet, gir AMS anledning for nettselskapet til å inngå avtaler med kunden om automatisk lastsstyring, for eksempel gjennom midlertidig utkobling av varmtvannsberedere eller varmekabler i høypristimer. Slik utvidet mulighet til å begrense effektuttaket hos kunder, i kortere eller lengre perioder, kan potensielt bidra til å redusere behovet for reservekapasitet i overføringsnettet på sikt, og gjøre det enklere for nettselskapene å håndtere feil i nettet uten å mørklegge større regioner. Selv om det er stor enighet om at satsingen på AMS vil bidra til økt forbrukerfleksibilitet, er det ulike oppfatninger av hvor store utslagene vil være og når de faktisk vil komme til syne i markedet, jf. blant annet Bye-utvalgets utredning og høringsinnspill til denne.