1 Teoretisk grunnlag for en samfunnsmessig rasjonell nettdrift og nettutvikling

I mandatet til Strømnettutvalget heter det blant annet:

«Nettselskapenes virksomhet er underlagt et omfattende regelverk som skal bidra til at strømnettet driftes og utvikles i tråd med samfunnsøkonomiske kriterier. Overføring og distribusjon av elektrisk energi skal ifølge energiloven foregå på en samfunnsmessig rasjonell måte.»

I dette vedlegget beskriver vi det teoretiske grunnlaget for hva det betyr at strømnettet skal driftes og utvikles i tråd med samfunnsøkonomiske kriterier og at overføring og distribusjon av elektrisk energi skal foregå på en samfunnsmessig rasjonell måte. Vi starter først med å beskrive hva som er en samfunnsøkonomisk riktig tilpasning på kort sikt, før vi går videre og beskriver tilpasningen på lang sikt. Videre beskriver vi utfordringer i å estimere etterspørselen fram i tid, samspillet mellom prisdannelsen og investeringer i nettet, og generelle kriterier for samfunnsøkonomisk lønnsom utvikling.

1.1 Tilpasning på kort sikt

På kort sikt er målsetningen å utnytte eksisterende ressurser i kraftsystemet best mulig. Dette er formålet med optimal (økonomisk) lastflyt, som er konseptet som ligger til grunn for kortsiktig drift av kraftsystemer. I optimal lastflyt maksimeres samfunnsøkonomisk overskudd av konsum og produksjon av elektrisitet. Det vil si at differansen mellom kundenes betalingsvilje, gitt ved etterspørselskurven, og produsentenes produksjonskostnad, gitt ved tilbudskurven/marginalkostnadskurven maksimeres, samtidig som at kapasitetsbegrensninger i produksjon og overføring oppfylles. Begrensninger knyttet til overføring av elektrisitet består av lastflytbetingelser (som beskriver hvordan last fordeler seg i el-nettet), termiske kapasitetsbegrensninger (som angir maksimal belastning linjene kan tåle uten å bli skadet) og begrensninger knyttet til driftssikkerhet (for eksempel for å oppnå N-1-kriteriet, som tilsier at feil på en komponent ikke skal gi avbrudd for sluttbrukere).

Relevante nettkostnader på kort sikt består av nett-tap og flaskehalskostnader.1 Nett-tap skyldes at noe av energien «forsvinner» under transport (kraftlinjene har resistans og noe av energien varmer opp ledningene under transport, ref. også termiske kapasitetsbegrensninger). Nett-tap kan inngå i lastflytbetingelsene og dermed tas hensyn til i beregning av optimal lastflyt. Flaskehalskostnader skyldes at kapasitetsbegrensningene i overføringsnettet gjør at vi ikke kan realisere det høyeste samfunnsøkonomiske overskuddet, for eksempel fordi vi ikke kan velge billigste produsent først for å dekke etterspørselen (produksjonen er «out-of-merit-order»). Begge disse nett-kostnadene, og kanskje særlig flaskehalskostnaden, er vanskelige å beregne og prise på forhånd, fordi de er avhengig av lastsituasjonen. I praksis er derfor kraftmarkeder ofte organisert slik at energi og kapasitet prises sammen i en felles auksjon, og dette kalles implisitt auksjon av overføringskapasitet.

I det følgende vil vi illustrere betydningen av flaskehalser i et enkelt eksempel. Vi antar at vi har to punkter (eller noder), ett med netto produksjon (O) og ett med netto forbruk (U), og begrenset overføringskapasitet (C) mellom punktene, se figur 1.1. Vi ser for enkelhets skyld bort fra nett-tap.2

I figur 1.2 har vi illustrert markedsløsningen i vårt enkle eksempel. Uten nettbegrensninger vil løsningen som gir maksimalt samfunnsøkonomisk overskudd være der tilbud er lik etterspørsel (marginal betalingsvilje i forbruk er lik marginalkostnad i produksjon) og prisen er lik Systempris. I eksempelet vil imidlertid dette resultere i overbelastning av linjen, siden ubegrenset lastflyt er større enn kapasiteten, C. Dette kan løses på (minst) to måter:

For det første kan vi løse kapasitetsproblemet ved å sette ulike priser i punktene, det gir oss nodeprisene P_O i overskuddsområdet og P_U i underskuddsområdet. Disse prisene gir optimal utnyttelse av kapasiteten og dessuten lokaliseringssignaler til produksjon og forbruk (nodepriser kalles gjerne «locational marginal prices»). Nodeprisene fordeler også det samfunnsøkonomiske overskuddet (de grønne, gule og blå områdene i figuren) mellom konsumenter, produsenter og overføringsnettet. Flaskehalsinntekten, som er lik prisdifferansen multiplisert med overført kvantum, bidrar til å dekke kostnadene for nettet (jf. at Statnett nylig har redusert nett-tariffene på grunn av store inntekter på handelsforbindelsene), men vil som oftest, i et naturlig monopol, ikke være tilstrekkelige til å dekke totale nettkostnader. Resten av nettkostnadene må dekkes av konsument- og produsentoverskudd gjennom minst mulig vridende tariffer, dvs. tariffer som ivaretar optimal kortsiktig tilpasning og best mulig utnyttelse av kraftsystemet, for eksempel ved en optimal todelt tariff. Den samfunnsøkonomiske flaskehalskostnaden er verdien av forbruk og produksjon som ville vært lønnsomt med større kapasitet, dvs. området som er rødt i figuren. Marginalverdien av kapasitet er lik prisdifferansen (P_U-P_O) og kapasitetsøkning er lønnsomt dersom økt samfunnsøkonomisk overskudd er større enn kostnaden for økt kapasitet. Hvis det er optimalt å øke kapasiteten så mye at nettbegrensningen ikke binder, blir prisene like i begge noder og det er ingen flaskehalsinntekt. Da må en større andel av nettkostnadene dekkes av tariffene. Figur 1.2 gir et øyeblikksbilde og i praksis må det gjøres en vurdering av økning i samfunnsøkonomisk overskudd over tid, der lastforholdene varierer og der det kan være stor usikkerhet om tilbuds- og etterspørselsforhold fram i tid. I dagens norske kraftmarked har Statnett fastsatt fem budområder for å håndtere store og langvarige flaskehalser i regional- og transmisjonsnettet.

Alternativt til områdepriser kan vi beholde samme pris (uniform pris) for de to punktene og løse eventuelle kapasitetsproblemer med mothandel. Hvis vi klarerer kraftmarkedet uten å ta hensyn til overføringsbegrensninger, vil vi ofte få overbelastninger i systemet, dvs. at lastflyten som følger av markedsløsningen ikke overholder alle begrensninger i systemet. Vi omtaler dette som «ulovlig» lastflyt. Dette er for øvrig også ofte tilfelle når vi har få og store budområder, med betydelige interne kapasitetsbegrensninger. For å oppnå en lastflyt som ikke overbelaster systemet, må vi gjøre mothandel («countertrade»/«redispatch»), dvs. betale produsenter og konsumenter for oppregulering og/eller nedregulering, slik at vi får en lastflyt som er «lovlig». I eksempelet i figur 1.2 innebærer det at vi må betale konsumenter og produsenter for å redusere forbruk og/eller produksjon. For at konsumentene (produsentene) skal være indifferente, må de kompenseres med differansen mellom betalingsviljen (marginalkostnaden) og den uniforme prisen. Mothandel medfører derfor en kostnad for systemoperatøren. Med perfekt prisdiskriminering blir mothandelskostnaden lik flaskehalskostnaden (rødt område i figuren). Mothandel gir mindre lokaliseringssignaler til forbruk og produksjon, selv om den marginale enheten prises rett, og kan også gi insentiver til «spill mot systemet», siden aktørene blir betalt for å la være å konsumere/produsere. Mothandelskostnaden gir signal til nettselskapet om verdien av ny kapasitet, men i hvilken grad kostnaden har innvirkning på nettselskapets overskudd, avhenger av nettselskapets regulering. Med avkastningsregulering har mothandelskostnaden ingen betydning for nettselskapet, men nettleien må dekke en større kostnad, siden det ikke er noen flaskehalsinntekt, men heller en ekstra kostnad for mothandel som må dekkes.

I det norske kraftsystemet blir flaskehalser i regional- og transmisjonsnettet som ikke løses ved bruk av budområder, normalt håndtert i regulerkraftmarkedet. Av figur 1.2 ser vi at fastsettelsen av overføringskapasiteten C vil påvirke både priser og fordeling av overskudd. C kan for eksempel bestemmes slik at flaskehalsinntekten, heller enn samfunnsøkonomisk overskudd, maksimeres, og dette er en grunn til å regulere nettselskapene slik at flaskehalsinntekten ikke bestemmer nettselskapets overskudd.

Dersom punktene i figur 1.1 er soner heller enn noder, vil det være lokale nettverk internt i sonene, som ikke er godt representert i kraftmarkedsauksjonen. På grunn av spesielle fysiske egenskaper i strømnett, vil fordelingen av produksjon og forbruk internt i sonene kunne påvirke flyten mellom sonene. Likeledes vil fastsettelsen av kapasiteten C kunne påvirke også nettbegrensninger internt i sonene. I praksis vil man derfor bestemme C ikke bare basert på kapasiteten på ledningen mellom sonene, men også med hensyn til flaskehalser internt i sonene. Da kan det være en avveining mellom to forhold. På den ene siden å sette kapasiteten C konservativt, slik at både interne flaskehalser og begrensningene mellom sonene nesten alltid er oppfylt, uansett lastsituasjon, men også med den konsekvensen at systemet ofte har ledig kapasitet. På den andre siden å sette kapasiteten C høyere, slik at systemet utnyttes bedre, men med den konsekvensen at nettet oftere blir overbelastet.

Statnett har utarbeidet retningslinjer for fastsettelse av handelskapasiteter3, og her framgår det at Statnett tar hensyn til blant annet forventet forbruk, simulering av ulik fordeling av produksjon og konsekvenser av enkeltutfall av anleggsdeler for å bestemme kapasitetene.

Som nevnt opereres det med fem budområder i dagens norske kraftmarked. Det er imidlertid flere flaskehalser internt i disse områdene som da løses med mothandel. Det er mye som tyder på at man også i Norge burde operere med flere budområder. I USA opereres det i mange regionale markeder med nodeprising. I Storbritannia er det også nylig kommet forslag om at man bør innføre nodeprising. Etter hvert som utviklingen i etterspørselssiden i Norge kan bli preget av store aktører (batterifabrikker, hydrogenfabrikker, datasentre mv.) kan man oppleve mer av lokale flaskehalser hvor det vil være gunstig med mer detaljert områdeprising. Tilsvarende kan utviklingen på tilbudssiden framover tilsi dette. Det anbefales derfor i kapittel 4.5.4 at Statnett utreder flere budområder, innenfor dagens regelverk.4

1.2 Tilpasning på lang sikt

Formålet med å se på tilpasningen på lang sikt er å drøfte når det er fornuftig å øke nettkapasiteten, og hvilke utfordringer samfunnet står overfor når optimal kapasitet skal bestemmes. I den kortsiktige tilpasningen så vi på sammenhengen mellom tilbud og etterspørsel etter kraft, gitt nettets kapasitet. Tilbud og etterspørsel etter kraft omsettes i et marked og kan observeres. For utviklingen av nettet er det i utgangspunktet tilbud og etterspørsel etter nettkapasitet som er relevant. Etterspørselen etter strømnett kan imidlertid være vanskelig å estimere direkte – særlig på lang sikt. Etterspørselen etter strømnett blir derfor som oftest avledet på bakgrunn av framskrivninger av forbruk og produksjon av kraft.

I figur 1.3 til 1.5 har vi illustrert overgangen fra den kortsiktige samfunnsøkonomiske tilpasningen til den langsiktige samfunnsøkonomiske tilpasningen. Ettersom det for utviklingen av strømforbruket på lang sikt er nødvendig å beskrive kostnadene ved disse utvidelsene, har vi i figurene om tilpasningen på lang sikt antatt at etterspørselen etter strøm kan identifiseres. Vi drøfter deretter i punkt 3 konsekvensene av at det er vanskelig å estimere hvor stor denne etterspørselen blir.

På kort sikt kan det, som drøftet i punkt 1, oppstå kapasitetsbegrensninger. Da vil optimal prising av elektrisitet innebære at det er strømkostnaden i markedet inklusive kapasitetskostnaden som setter prisen. I perioder hvor det ikke er kapasitetsskranker vil det derimot bare være markedsprisen for strøm som er relevant.

I figur 1.3 er kostnaden av å tilby elektrisitet angitt av T1. Etterspørselen etter strøm er gitt av E0. Fram til kapasitetsgrensen, C0, er det T1 som angir tilbyders kostnader ved å tilby elektrisitet. Nye investeringer innebærer imidlertid store faste kostnader, og for å øke forbruket over den eksisterende kapasitetsgrensen C0 må det gjøres investeringer. Kostnaden ved dette er angitt av differansen mellom T1 og T2. I figuren er det samfunnsøkonomiske overskuddet ved tilpasning under eksisterende kapasitetsgrense summen av produsentoverskuddet og konsumentoverskuddet.

La oss nå anta at etterspørselen skifter fra E0 til E1, som vist i figur 1.4. Forbrukerne av elektrisitet har nå en økt betalingsvillighet. Økningen i etterspørsel gjør at kapasitetsgrensen blir nådd, og prisen må stige til p1 for å unngå at kapasiteten overskrides. Ettersom betalingsvilligheten ikke er stor nok til å overstige T2, som viser kostnadene av å etablere ny kapasitet, vil det nå være markedsprisen på strøm og kapasitetsgrensen som setter prisen.

La oss nå se på en situasjon hvor etterspørselen er forventet å øke ytterligere, til E2. Dette er illustrert i figur 1.5. Vi ser at betalingsvilligheten, gitt av kurven E2, nå er høyere enn kostnaden ved å øke tilbudet noe, gitt av T2. Betalingsvilligheten, p2, vil forsvare kostnaden ved en gitt utbygging av kapasiteten. Dersom strømkunden har denne betalingsvilligheten, vil dermed den samfunnsøkonomisk lønnsomme investeringen bli utløst. Hvis vi nå har predikert etterspørselen helt korrekt, vil prisen bestå av et kostnadsledd T1 i det nye kapasitetspunktet og et kapasitetsledd. Samlet vil disse to tilsvare p2.

1.3 Samfunnsøkonomisk lønnsomme investeringer når etterspørselen er usikker

Som vi omtalte innledningsvis, er det vanskelig å predikere den framtidige etterspørselen korrekt. Vi kan da se på to tilfeller: i) utbygging av for stor kapasitet og ii) utbygging av for liten kapasitet:

Utbygging av for stor kapasitet

Hvis vi har utløst en investering slik at kapasiteten er q2 og etterspørselen blir lavere enn E2, for eksempel E3, vil det være riktig å utnytte den eksisterende kapasiteten fullt ut. Det betyr at prisen blir lavere enn p2, markert som p1 i figur 1.6.

Her er etterspørselen etter utbyggingen av kapasitet lik E3. Vi bruker da priskriteriet, den kortsiktige tilpasningen til gitt ny kapasitet, som sier at prisen skal være lik den kortsiktige kostnaden pluss et ev. kapasitetsledd. I figuren er kapasiteten ikke noe problem slik at prisen blir lik p1, det vil si krysset mellom den kortsiktige kostnaden T1 og betalingsvilligheten E3. I dette tilfellet har vi bygd ut for stor kapasitet og vi lider et samfunnsøkonomisk tap lik den røde trekanten.

Utbygging av for liten kapasitet

Anta at vi igjen har bygd ut en kapasitet lik q2 men at etterspørselen nå blir større og lik E4, se figur 1.7. Det ville ha vært lønnsomt å bygge ut kapasiteten q3, men siden kapasiteten bare er lik q2, må prisen settes lik p4. Da ser vi at vi lider et samfunnsøkonomisk tap lik den røde trekanten ved at vi har bygget ut for lite kapasitet.

Usikkerhet om etterspørselen framover

Vi ser altså at usikkerhet ved etterspørselen framover skaper en investeringsutfordring. Hvis det er full sikkerhet, kan man operere med en pris som inneholder et kostnadsledd (den kortsiktige kostnaden) og et kapasitetsledd som bidrar til å dekke totalkostnaden. Det er nå to typiske typer usikkerhet. Den ene er usikkerhet om variasjonen av etterspørselen mens nivået i gjennomsnitt er riktig predikert. Dette betyr at kapasitetsleddet kan variere over tid, men i gjennomsnitt bidrar til at investeringskostnaden dekkes. Den andre er usikkerhet om nivået på etterspørselen som er skissert i figur 1.6 og figur 1.7.

Som også omtalt i kapittel 6.3.2, bør man i utviklingen av nettet gjøre to viktige avveininger: i) Hvilken av de to verdiene a) tapet ved for store investeringer og b) tapet ved for lave investeringer er størst. Dette vil si noe om lønnsomheten ved å ligge i forkant ved nye investeringer i kapasitet kontra å ligge i etterkant av etterspørselsutviklingen.

I diskusjonene omkring usikkerheten i de to tilfellene framstilles det ofte som om det er mer kostbart å bygge ut for lite enn for mye. I den praktiske implementeringen av dette er det viktig at dette kvalifiseres med noen beregninger.

Den andre avveiningen angår den privatøkonomiske beslutningen knyttet til etterspørselsutviklingen kontra den samfunnsøkonomiske beslutningen ved nettinvesteringer. Både innenfor forbruk og produksjon av elektrisitet er mye av utviklingen framover antatt å være større sprangvise investeringer. Eksempler er batterifabrikker, hydrogenfabrikker, datasentre, kryptovalutamining mv. Tilsvarende eksempel på tilbudssiden er for eksempel havvind. I samfunnsøkonomisk forstand er utvikling av denne typen industri og kraftutbygging inklusive nett samkoblede beslutninger. I praksis er det imidlertid private aktører som utvikler industrien og i stor grad offentlig eide monopoler som utvikler nettet og disse er gjerne heller ikke i fase tidsmessig. Dette skaper stor usikkerhet for begge aktører med stor fare for å foreta feil investeringer i for eksempel kraftnett. Ved for sene investeringer i for eksempel nett, kan dette medføre kostnader for de private aktørene ved at de blir forsinket med sine investeringer, og ved for store nettinvesteringer kan eksisterende kunder bli belastet med ekstra kostnader.

Et hovedspørsmål må derfor være hvordan en kan innføre instrumenter for å bringe de private beslutningstakere og det offentlige nettmonopolet nærmere hverandre i beslutningsprosessene. Risikodeling er her et nøkkelpunkt. En nettutvikler står i fare for å investere for mye om en privat beslutningstaker trekker seg i utviklingsprosessen. Med mange potensielle etterspørrere i en region kan denne usikkerheten reduseres noe ved at det er en poolingeffekt. En nettutvikler står også i fare for å investere for lite hvis hen er for risikoavers i beslutningsprosessen. Dermed blir avveining ii): Hvilken av verdiene a) tapet ved suboptimal prising og b) tapet ved manglende sammenkobling er størst. I kapittel 4.4.1 drøftes derfor abonnert effekt for kunder i eksisterende regional- og transmisjonsnett (for å få en riktig allokering av dagens nettkapasitet), og utredningskostnader og anleggsbidrag for å gi riktige signaler om kostnaden ved utbygging av nytt nett.

1.4 Prising av strømnettet og nettinvesteringer

Av figur 1.2 kan vi se at dersom det ble bygget ut nok kapasitet til å gi ubegrenset flyt, ville det ikke lenger vært prisforskjell mellom områdene. Dersom netteier var helt uregulert, ville den etter at investeringen var gjennomført ikke lenger hatt inntekter til nettinvesteringer. Netteier vil dermed ha insentiver til å gi for lav kapasitet i markedet. Flaskehalsinntekter alene ville heller ikke gi nok finansielt bidrag til nyinvesteringer.

I eksemplene og figurene om langsiktig tilpasning har vi vist at dersom kapasiteten utvikles slik at den tilpasses betalingsvilligheten, vil en pris lik kortsiktige kostnader og et kapasitetsledd gi en effektiv utnyttelse av kapasiteten. Av omtalen om usikker etterspørsel ser vi også at det kan oppstå perioder hvor kapasiteten er større enn den faktiske etterspørselen. Dersom en for høy kapasitet er bygget ut, vil en effektiv prising ikke gi tilbyder kostnadsdekning fordi kapasitetsleddet ikke kan reflektere den ubenyttete kapasiteten. Kapasiteten må dermed finansieres på andre måter.

Strømnettet har også noen fysiske egenskaper som skaper stordriftsfordeler og gjør det til et naturlig monopol. Kapasiteten bygges ofte ut i sprang, og det kan også av den grunn oppstå overkapasitet. Også i disse tilfellene vil det være slik at optimal prising vil gi en pris som er lavere enn det som finansierer nettinvesteringene. Videre kan en i disse tilfellene ikke bruke den framtidige prisen til å anslå om investeringen vil være lønnsom, det må gjøres en vurdering av om hele produsent- og konsumentoverskuddet overstiger kostnadene.

I omtalen av tilpasning på kort sikt har vi i tillegg vist at kapasitetsbegrensninger ikke fullt ut reflekteres i prisene, utover mellom de fem budområdene. Det gjør at prisene ikke gir tilstrekkelig informasjon om en investering bør gjennomføres eller ikke, og gir heller ikke aktørene insentiver til å utnytte kapasiteten effektivt.

Disse problemstillingene er imidlertid helt eller delvis løst gjennom ulike type tiltak:

• Nettselskapene er regulerte monopoler. Det gjør at de ikke investerer på bakgrunn av mulige flaskehalsinntekter, men på bakgrunn av hvordan de er regulert. Statnett skal blant annet gjennomføre samfunnsøkonomisk lønnsomme investeringer (kost-nytteanalyser av nye nettkapasiteter).

• Nett-tariffene inneholder bruksuavhengige ledd. Gjennom bruksuavhengige ledd får netteierne dekket sine kostnader, gitt effektiv drift. Det løser finansieringsproblemet omtalt over.

• Kost-nytteanalyser. I myndighetenes behandling av nettsaker er det kost-nytteanalyser som brukes for å avgjøre om nettkapasitet skal utvides eller ikke. I kost-nytteanalysene avgjøres det om betalingsvilligheten overstiger kostnadene ved utbyggingen av kapasiteten. Da tas det hensyn til prissatte virkninger som markedsprisen for strøm, avbruddskostnader, nett-tap, driftskostnader, investeringskostnader, kapitalkostnader mv. I tillegg tas det hensyn til ikke-prissatte virkninger som miljøpåvirkning og forsyningssikkerhet utover beregnede avbruddskostnader. I utredningens kapittel 6.6 beskrives noen metoder som brukes for å undersøke om betalingsvilligheten for nettkapasiteten overstiger kostnadene.

• Sammenkobling av privatøkonomiske og samfunnsøkonomiske beslutninger. Verktøy slik som anleggsbidrag kan sammenkoble den privatøkonomiske og samfunnsøkonomiske beslutningen. Anleggsbidrag bidrar til å avsløre om aktørenes betalingsvillighet overstiger kostnadene ved å etablere ny kapasitet, og gjør det enklere å fastsette hvor mye ny kapasitet samfunnet har bruk for.

• Budområder. Budområder gjør at kapasitetsbegrensninger i nettet kommer til syne i prisene. Det er imidlertid bare fem budområder i Norge, og som omtalt i avsnittene om tilpasning på kort sikt vil flere priser enn bare fem bidra til en bedre utnyttelse av nettets kapasitet.

1.5 Nærmere om estimeringen av etterspørselen

Anleggsbidrag gjør det enklere for nettselskapet å vite om etterspørselskurven ligger over kostnadene ved å etablere ny kapasitet. Det er likevel verdt å merke at et anleggsbidrag i seg selv ikke avslører etterspørselskurven, bare om den ligger over eller under investeringskostnaden. Videre kan anleggsbidrag være vridende, fordi det bare er nye kunder som står overfor prissignalet, ikke alle. Det kan derfor tenkes at andre prisutforminger kan avsløre etterspørselen på en bedre måte enn et anleggsbidrag. Likevel, i fravær av at investeringer i strømnett og bruken av det ikke er sammenkoblet, og i en situasjon hvor etterspørselen utvikler seg sprangvis, bidrar prising av ny kapasitet til at netteier får informasjon om etterspørselen.

For utviklingen av etterspørselen på lang sikt kan ikke nettselskapene ta nettprisene til hjelp. Som nevnt i punkt 2 blir etterspørselen etter strømnett avledet av etterspørselen etter og tilbudet av kraft. I framskrivningen av forbruket er dagens praksis at nettselskapene kartlegger konkrete planer om nyetablering eller endring av forbruk. Disse vurderes også i lys av ulike politiske drivere, slik som klimapolitiske virkemidler, og i noen grad utvikling i kraftpris, jf. kapittel 5.2.1. Dette gir i stor grad en nedenfra og opp tilnærming til «fremskriving av forbruket». Siden mye av forbruket, særlig innen husholdninger og ikke-kraftintensivt næringsliv, skjer på lavere regionalt nivå, benytter Statnett seg også av regionale framskrivninger. Det er knyttet stor usikkerhet til slike framskrivninger.

I Finansdepartementet framlegges med jevne mellomrom perspektivberegninger, gjerne 30-40 år fram i tid. I disse beregningene studeres mulighetsområdet for økonomisk utvikling gitt tilgangen på primære innsatsfaktorer som arbeidskraft, kapital og teknologi. Beregningene benyttes for å si noe om utviklingstrekk på viktige politikkområder som pensjonsområdet, utdanningsbehovet, finansieringsbehovet generelt for offentlig sektor, men også for områder som er viktige for kraftsektoren og miljøområdet. Selv om Norge, sammen med flere andre rike land jf. blant annet Ritchie (2021), har opplevd en større grad av dekobling av økonomisk vekst og energibruk, har likevel utviklingen i de primære innsatsfaktorene i økonomisk utvikling betydning for framskrivninger innen elektrisitetssektoren. Denne typen beregninger har derfor vært et viktig grunnlag også for framskrivninger av elektrisitetssektoren. Over tid virker det som at dette viktige grunnlaget har blitt mindre brukt i kraftmarkedsanalyser. Det foreslås derfor i kapittel 5.9 at det bør utvikles en omforent metodikk for framskrivning av etterspørsel etter nettkapasitet, spesielt etterspørselen knyttet til nytt forbruk. Det foreslås også at metoden blant annet bør ta inn over seg grunnlaget fra Finansdepartementets perspektivberegninger for å styrke innholdet av viktige elementer i den økonomiske utviklingen som er av betydning også for kraftsektoren.

Etterspørselsanalyser forsøker å kartlegge veksten i elektrisitetsforbruket gitt en underliggende inntekts-/produksjonsvekst, effekten av priser på vridning mellom energibærere og andre innsatsfaktorer samt effektivisering i produksjonsprosesser og i husholdningers bruk av energi. I tillegg er det viktig å ta hensyn til vridning av næringsstrukturen for eksempel gjennom utvikling av ny industri for å møte det grønne skiftet og erstatte eksisterende industri som en over tid tenker vil fases ut av økonomiske grunner og miljøgrunner.