4 Tariffer og inntektsregulering

Strømnettet er viktig infrastruktur for et samfunn. Utbygging av strømnett er forbundet med store prissatte og ikke-prissatte virkninger. Det er derfor viktig at strømnettet utnyttes og utvikles effektivt, slik at ikke kostnader og inngrep blir større enn nødvendig.

Dette kapittelet omhandler regulering av nettselskap, prising for bruk og tilknytning av nett, og peker på ulike utfordringer og forslag til tiltak for å løse utfordringene.

Hvordan tilknytning til og bruk av strømnettet prises, påvirker etterspørselen etter elektrisitet levert fra strømnettet. Nettselskapene har en viktig rolle i å drifte og utvikle infrastrukturen for å imøtekomme denne etterspørselen. Nettselskapene er naturlige monopoler, og er underlagt en omfattende regulering. Innretningen på reguleringen av nettselskapene påvirker hvordan de møter etterspørsel etter nett.

De siste årene har det vært stor vekst i etterspørsel etter tilknytning til strømnettet fra forbrukskunder. Statnett viser til at det i perioden 2010–2018 var en typisk forbruksvekst på under 1 pst. per år, mens det siden 2019 har vært en årlig vekst på 5–10 pst. i enkelte regioner (Statnett, 2021). Figur 4.1 viser volum av forespørsler i ulike stadier som Statnett har behandlet siden 1. januar 2018. I figuren er omsøkt volum søknader som har kommet inn og hvor nettselskapet har gitt aktøren en første tilbakemelding. Reservert volum er søknader som er behandlet og der aktøren har fått tilbakemelding om at det er kapasitet i dagens nett og mottatt tilbud om tilknytning. Bestilt volum er prosjekter som har takket ja til tilbud om tilknytning. Til sammenligning er forbruksrekorden i det norske kraftsystemet 25 230 MWh/h1 (Statnett, 2022). Prognosene for framtidig etterspørsel er beheftet med usikkerhet, og det er sannsynlig at prosjekter kan være registrert flere ganger, blant annet som følge av at de samme prosjektene kan være innmeldt til flere nettselskap på samme tid. Likevel indikerer tallene stor etterspørsel, som det ikke er kapasitet til å tilknytte i eksisterende nett. Prissignaler kan bidra til å i større grad avdekke den faktiske etterspørselen framover.

En betydelig del av den forventede forbruksutviklingen er knyttet til industriprosjekter. Endelig realisering av en del av prosjektene er beheftet med usikkerhet. Dette gjør det krevende å vurdere hva som er riktig nivå på nettinvesteringer framover. Både under- og overinvestering i nettkapasitet vil gi samfunnsøkonomisk tap i form av hhv. avvist etterspørsel eller unødvendige nettinvesteringer, arealbeslag og naturinngrep.

Forstørr bilde

Kilde: Statnett (e-post av 6. april 2022)

4.1 Reguleringen av nettselskap er et samspill mellom direkte krav og insentiver

Kostnader til utvikling og drift av strømnettet blir i sin helhet betalt av brukerne av strømnettet gjennom nettleien, og er ikke finansiert av offentlige budsjetter. Brukerne av strømnettet er de som produserer og bruker strøm. Desto mer kostnadseffektivt nettselskapene drifter, utnytter og utvikler strømnettet, desto lavere blir nettleien for forbrukere og næringsliv.

Selskaper som ikke er utsatt for konkurranse, men driver uregulert monopolvirksomhet, vil kunne overprise tjenesten. Dermed blir prisen høyere og volumet lavere enn i et konkurranseutsatt marked, noe som gir et velferdstap. Uregulerte monopoler kan i tillegg levere tjenester med suboptimal kvalitet.

For å sikre en rimelig kostnadsdekning for nettselskapene og unngå overprising er nettselskapenes inntekter regulert. Reguleringen skal sørge for at nettkundene ikke betaler mer enn nødvendig til nettselskapene, at nettselskapene i strømnettet får en rimelig avkastning på sine investeringer, og samfunnsøkonomisk rasjonell utvikling og drift av strømnettet.

En effektiv regulering av nettselskapene er avhengig av et godt samspill mellom direkte regulering, økonomisk regulering og tilsyn.

Økonomisk regulering

Den økonomiske reguleringen skal legge til rette for at kraft overføres til riktig leveringskvalitet og pris, og at nettet utnyttes og utbygges på en sikker og samfunnsmessig rasjonell måte. Inntekten til nettselskapene skal over tid dekke kostnadene ved drift og avskrivning av nettet, samt gi en rimelig avkastning på investert kapital gitt effektiv drift, utnyttelse og utvikling av nettet.

Regulering av nettvirksomhetens inntekter ved bruk av insentiver har vært gjeldende siden 1997, og har vært justert flere ganger siden. Målsetningen med den økonomiske reguleringen ble evaluert i 2010 av professor von der Fehr ved Universitetet i Oslo, på oppdrag fra Olje- og energidepartementet (von der Ferh, 2010). Gjennomgangen konkluderte med at reguleringsregimet var grunnleggende godt.

Direkte regulering

Den direkte reguleringen av nettselskapene følger av en rekke bestemmelser i lover, forskrifter og konsesjonsvilkår som beskriver nettselskapenes rettigheter og plikter. Disse reguleringene legger føringer for nettselskapenes virksomhet, og skal blant annet sikre at selskapene

• tilknytter nye anlegg for produksjon og forbruk

• investerer i og vedlikeholder strømnettet

• tar hensyn til sikkerhet og beredskap

• opprettholder god leveringskvalitet

• ikke gjennomfører investeringer hvor ulempene overstiger samfunnsnytten

• prosjekterer, utfører, drifter og vedlikeholder anleggene slik at de ikke er til fare for liv, helse og materielle verdier

Formålet med den direkte reguleringen er blant annet å sørge for at nettselskapene gjennomfører nødvendige tiltak, selv om tiltakene ikke nødvendigvis er bedriftsøkonomisk lønnsomme.

Tilsyn

I tillegg til direkteregulering og økonomisk regulering, kommer tilsynsvirksomheten. Eksempler på dette er at Reguleringsmyndigheten for energi (RME) fører tilsyn med at nettselskapene opptrer nøytralt og ikke diskriminerende, at leverings- og tilknytningsplikten oppfylles og at krav til leveringskvalitet opprettholdes. Videre fører Norges vassdrags- og energidirektorat (NVE) blant annet tilsyn med at konsesjonsvilkår er oppfylt og at krav til sikkerhet og beredskap er ivaretatt. Direktoratet for samfunnssikkerhet og beredskap (DSB) fører også tilsyn med at de elektriske anleggene ikke medfører fare for liv, helse og materielle verdier.

4.1.1 Nettselskapenes tillatte inntekt fastsettes årlig

Gjennom inntektsreguleringen fastsettes årlig tillatt inntekt for hvert enkelt nettselskap. Tillatt inntekt fungerer som et tak på hvor store inntekter et nettselskap kan ha hvert år, og begrenser dermed hvor mye nettleie de kan hente fra kundene sine.

Tillatt inntekt består i hovedsak av en inntektsramme fastsatt av RME, men i tillegg også av andre kostnader som eiendomsskatt, FoU-kostnader og kostnader til overliggende nett.

Når et år er omme, sammenlignes nettselskapenes faktiske inntekt med deres tillatte inntekt. Har de hentet inn mer enn det som var tillatt, må de tilbakebetale differansen til sine kunder gjennom redusert nettleie framover i tid. Har de hentet inn mindre enn det som var tillatt, kan de hente inn differansen fra sine kunder gjennom økt nettleie framover i tid. Dette inngår dermed som komponenter i den framtidige inntektsreguleringen.

4.1.2 Inntektsrammen innfører «konkurranse» mellom nettselskapene

Inntektsrammen beregnes årlig for hvert selskap. Den er satt sammen av kostnadsgrunnlaget og kostnadsnormen;

• Kostnadsgrunnlaget er basert på selskapets faktiske kostnader. Kostnader ved drift og vedlikehold og kostnader ved investeringer i nettanlegg (årlige avskrivninger og avkastning) utgjør størsteparten av kostnadsgrunnlaget. I tillegg inngår nettap og en kvalitetsjustering for ikke-levert energi (KILE-beløp2). I beregningen av inntektsramme blir kostnadsgrunnlaget per i dag tillagt en vekt på 40 pst. Fra 2023 vil kostnadsgrunnlaget vektes 30 pst.

• Kostnadsnormen gjenspeiler kostnadene til et tenkt selskap som utfører de samme oppgavene som det aktuelle nettselskapet til lavest mulig kostnad, men justert/kalibrert slik at et gjennomsnittlig effektivt selskap oppnår normalavkastningen bestemt av RME. Kostnadsnormen viser altså hva kostnadene til det aktuelle nettselskapet burde ha vært, hensyn tatt til omfanget av de enkelte nettselskapenes oppgaver og plikter. Dersom oppgaver og plikter er eksogene størrelser, som nettselskapet i liten grad selv kan påvirke, blir kostnadsnormen i stor grad frikoblet fra selskapets egne kostnader. I beregningen av inntektsrammen blir kostnadsnormen per i dag tillagt en vekt på 60 pst. Fra 2023 vil kostnadsnormen vektes 70 pst.

4.1.3 Kostnadsnormer

Kostnadsnormen er i stor grad frikoblet fra nettselskapenes egne kostnader, og gir nettselskapene insentiv til å drifte og utvikle nettet kostnadseffektivt. Kostnadsnormen beregnes i tre trinn. Det er en effektivitetsanalyse (DEA-analyse3), justering for rammevilkår og deretter kalibrering. I det følgende omtales hva nettselskapene måles på i effektivitetsanalysen for hhv. distribusjonsnett, regionalnett og transmisjonsnett.

Vektingen av kostnadsnormen i inntektsrammen påvirker insentivene i den økonomiske reguleringen. Hvis kostnadsnormen vektes med 0 pst. vil det kun være nettselskapenes egne kostnader som bestemmer inntekten. I et slikt tilfelle vil det være en ren avkastningsregulering, og det vil være vanskelig å gi nettselskapene gode insentiver til å utføre oppgavene sine på en kostnadseffektiv måte. Hvis kostnadsnormen vektes med 100 pst. vil det kun være normkostnaden som bestemmer inntekten. I et slikt tilfelle vil det være en ren insentivregulering, og det vil være svært gunstig for nettselskapene å operere på en kostnadseffektiv måte. Samtidig ville en slik regulering krevd at beregnede kostnadsnormer var tilnærmet perfekte.

De sammenlignende analysene gir gode estimater på kostnadsnormer, men estimatene er ikke perfekte. Derfor har RME valgt en hybridmodell, hvor kostnadsnormen vektes med 60 pst. i inntektsrammeberegningen. Resterende 40 pst. er kostnadsgrunnlaget. Normandelen er vedtatt økt til 70 pst. med ikrafttreden i 2023 (RME, 2019). Dette vil styrke insentivene til kostnadseffektivitet, og ble anbefalt av Reiten-utvalget i 2014 (Reiten, Sørgård, & Bjella, 2014).

Kostnadsnorm i distribusjonsnett

Som output (oppgavevariabler) i modellen for distribusjonsnettet inngår antall kunder (ikke vektet etter størrelse), antall nettstasjoner og kilometer høyspent nett. Samlet gir disse størrelsene et hovedbilde av det enkelte nettselskaps oppgaver. De representerer estimater på hvor stor etterspørsel nettselskapet står ovenfor, og hvordan etterspørselen er distribuert innen det aktuelle forsyningsområdet.

Kostnadsnorm i regionalnett

Som output i modellen for regionalnettet brukes vektede verdier av luftlinjer, jordkabler, sjøkabler og stasjonskomponenter. I regionalnettet inngår dermed ikke kundegrunnlaget som oppgavevariabel i analysen. Det innebærer at modellen måler hvor effektivt kostnadsnivået til selskapet er, gitt den anleggsmassen de har. Enkelt sagt gir mer anleggsmasse (større oppgave) til lavere kostnader, sammenlignet med andre selskap, høyere avkastning og omvendt.

Siden det er ulike kostnader knyttet til de ulike anleggstypene, er det nødvendig med et vektsystem for å kunne summere dem sammen til en indeks. Formålet med vektsystemet er dermed ikke å finne et eksakt mål på hvor mye det koster å bygge og drive den enkelte anleggskomponent, men snarere å gjøre det mulig å sammenligne ulike selskaper. Vektsystemet gjør det mulig å vurdere om et selskap med en gitt mengde og type anleggskomponenter totalt sett har høyere eller lavere kostnader sammenlignet med totalkostnaden til andre selskaper som har en annen sammensetning av anlegg. Vektene er delt inn i hovedgruppene kraftledninger og anlegg i stasjoner. Kraftledninger er delt inn i tre kategorier: Luftledninger, jordkabler og sjøkabler. Stasjonsvariabelen er delt inn i avganger, transformatorer og kompenseringsutstyr. I modellen inngår luftledninger, jordkabler og sjøkabler som egne oppgavevariabler, mens anleggene i stasjonene er slått sammen til én variabel.

Selskapet blir målt på kostnadene ved å bygge og drive nettanleggene selskapet faktisk har, og det har ingen betydning for DEA-resultatet dersom et nettanlegg på et senere tidspunkt blir overflødig, for eksempel ved nedleggelse av industri. I DEA gjøres det dermed ingen vurdering av den løsningen det enkelte selskap har valgt for eget nett. Disse vurderingene forutsettes ivaretatt gjennom at anleggene har vært gjennom en konsesjonsbehandling før investeringene kan gjennomføres.

Statnett sin kostnadsnorm

Statnett utfører i vesentlig grad oppgaver som de andre selskapene ikke har, og kan derfor ikke inngå i sammenligningen med andre nettselskap.

Metodikken benyttet for å fastsette Statnetts kostnadsnorm i perioden 2007–2020 har medført at Statnetts kostnadsnorm i praksis har blitt satt lik Statnett sine egne kostnader. Det har gitt samme forventede avkastning for Statnett uavhengig av hvor kostnadseffektive de er. For å styrke insentivene til kostnadseffektivitet er det innført en ny metode for å beregne kostnadsnormen til Statnett (RME, 2021). Modellen er innført fra og med inntektsrammen for 2021, og innebærer at Statnett sine årlige kostnader sammenlignes med deres egne historiske kostnader. I tillegg innføres et produktivitetskrav på 2 pst. for forventet produktivitetsutvikling som skal øke Statnetts insentiver til kostnadseffektivitet.

Statnetts kostnader for utøvelsen av systemansvaret holdes utenfor effektivitetsanalysen, men pålegges produktivitetskravet. RME jobber videre med dette temaet.

Statnett sine 132 kV-anlegg inngår i sammenligningsgrunnlaget med andre regionalnett, og Statnett har dermed samme insentiver som øvrige regionalnettselskaper på dette spenningsnivået.

4.2 Prising for tilknytning til og bruk av nett

Prisen norske nettkunder betaler for elektrisitet består av flere elementer som fastsettes på ulike måter og ut fra ulike hensyn. I den totale prisen inngår nettleie, strømpris, skatter og avgifter. I tillegg kan nettkunden ved tilknytning måtte betale anleggsbidrag for å dekke kostnader ved nødvendige nettinvesteringer som følger av tilknytningen, samt betale for nettutredninger. Det er et mål at kostnadselementene hver for seg og samlet gir nettkundene insentiv til effektiv bruk og utvikling av strømnettet.

4.2.1 Samfunnsøkonomisk riktig prising av nett

Et marked gir effektiv ressursbruk dersom alle aktører stilles overfor samfunnsøkonomisk riktige priser. Samfunnsøkonomisk overskudd maksimeres når etterspørrerne står overfor en pris som tilsvarer den samfunnsøkonomiske marginalkostnaden av å øke forbruket, mens produsentene står overfor forbrukernes betalingsvilje for en marginal økning i forbruket. Dette forutsetter at det ikke forekommer markedssvikt og at det er samsvar mellom beslutninger basert på bedriftsøkonomisk og samfunnsøkonomisk lønnsomhet. Eksterne effekter og andre former for markedssvikt fører til at aktørene i et marked ikke er stilt overfor samfunnsøkonomisk riktige priser og, overlatt til seg selv, vil aktørene velge løsninger som ikke er samfunnsøkonomisk optimale. Dette påfører samfunnet et velferdstap. Eksterne effekter og andre former for markedssvikt tilsier at myndighetene må gripe inn for å oppnå samfunnsøkonomisk lønnsomhet.

Kraftmarkedet skiller seg fra andre marked ved at forbruk og produksjon må skje i samme øyeblikk. En del av den produserte elektrisiteten går tapt i overføringen fra produsent til bruker. Hvor mye som går tapt varierer med hvor i nettet elektrisiteten tilføres og tas ut. Overføring skaper dermed kostnadsvariasjon avhengig av hvor kraften tilføres og tas ut En annen kilde til kostnadsvariasjon er begrensninger i overføringsnettet. Dersom det ikke er tilstrekkelig overføringskapasitet, vil ikke alt forbruk dekkes av den billigste produksjonen. Av denne grunn og fordi det til enhver tid må være balanse mellom tilførsel og uttak i nettet, må det etableres løsninger som sikrer kontinuerlig koordinering mellom produsenter og forbrukere av strøm.

Strømnett er et naturlig monopol. Infrastrukturen kjennetegnes av høye faste kostnader og lave variable kostnader – store faste kostnader til etablering og vedlikehold og små variable kostnader til kraftoverføringen. Det er derfor ikke samfunnsøkonomisk lønnsomt å ha parallelle strømnett. Et monopol som maksimerer overskudd, vil generelt prise tjenesten høyere enn kostnadene ved å produsere tjenesten. Nettselskapene er derfor underlagt regulering for at prisen for kraftoverføring skal reflektere kostnadene ved å bygge og drifte infrastrukturen, og på denne måten legge til rette for samfunnsmessig rasjonell utvikling av nettet. Nettreguleringen skal også sørge for at kraft overføres til riktig kvalitet og pris.

For en tjeneste med høye faste kostnader og lave variable kostnader vil gjennomsnittskostnadene være fallende. Med fallende gjennomsnittskostnader vil prising lik marginalkostnaden, et økonomisk prisingsprinsipp for effektivitet, gi driftsunderskudd for nettselskapet. Samlet krever dette regulering hvor prising for kostnadsdekning avveies mot andre måter å dekke kostnader på, for eksempel offentlige budsjetter, og effektivitetstapet de ulike måtene å dekke kostnadene på medfører.

Marginalkostnadsprising kan samtidig også gi en etterspørsel som overstiger kapasiteten. I en situasjon med kapasitetsbegrensninger, vil prisen bli gitt av punktet der kapasitetsbegrensningen treffer etterspørselskurven. Den optimale prisen ved kapasitetsbegrensninger er dermed høyere enn uten slike begrensninger. Det vises også til vedlegg 1 der dette er beskrevet. Se særlig figur 1.2 i vedlegg 1. Siden nettapet øker med belastningen av nettet, vil en pris på overføring lik marginalkostnaden kun gi et bidrag til å dekke faste kostnader i nettet. Det samme gjelder flaskehalsinntektene som følger av prisdifferanser på grunn av strukturelle overføringsbegrensninger i nettet. De faste kostnadene er imidlertid så høye at dekningsbidraget ved marginalkostnadsprising normalt ikke kan finansiere de samlede kostnadene, slik at nettselskapet går med driftsunderskudd. Flaskehalsinntekter og store prisdifferanser er et signal om at det er begrenset overføringskapasitet.

Å finansiere utvidelser og forsterkninger med bruksavhengige tariffer vil være krevende av flere grunner. Før en utvidelse vil kortsiktige prissignal som hensyntar langsiktige kostnader kunne virke vridende på kort sikt og dermed ikke gi effektiv utnyttelse av eksisterende nett. Etter en utvidelse faller den optimale prisen siden flaskehalsinntekter reduseres. Brukernes adferd og langsiktige beslutninger har også betydning for både kostnader til nett og effektiv utnyttelse av det. Eksempelvis vil det kunne ha stor betydning hvor en aktør lokaliserer sitt produksjons- eller forbruksprosjekt. Videre vil hvordan forbruket spres ut over timer, dager og år ha betydning for hvor mye kapasitet som er nødvendig – siden nettet må dimensjoneres etter makslast. Det er dermed behov for tariffer som sikrer effektiv finansiering av drift og utvidelser, og signaler som legger til rette for at brukerne internaliserer kostnader av langsiktige beslutninger. Dette omtales gjerne som optimal skattlegging. Formålet er å dekke inn kostnader på måter som i minst mulig grad skaper utilsiktede og negative vridninger i adferden. Siden det er ulike former for konsekvenser som ønskes internalisert, innebærer det at det kan være effektivt å benytte flere ulike prissignal.

Det vises også til omtale i vedlegg 1 for en nærmere beskrivelse av det teoretiske grunnlaget for samfunnsøkonomisk riktig tilpasning både på kort og lang sikt.

4.2.2 Dagens prissignaler i Norge

Strømpris

Strømnettet består av svært mange utvekslingspunkt som nettet knytter sammen. Disse kan omtales som noder. I hver node vil det være en optimal pris på strøm, som tilsvarer den samfunnsøkonomiske kostnaden ved å øke forbruket i noden med en enhet. Nodeprisen består av både kostnaden for kraft og kostnaden for overføring. Nodeprising gir i teorien perfekte prissignal på kort sikt – siden alle aktører vil stå overfor den samfunnsøkonomiske kostnaden ved å øke forbruket (eller produksjonen).

I Norge, og i de fleste andre europeiske land er kraftmarkedet organisert med større budområder som aggregeres opp av noder. Budområdegrensene fastsettes av Statnett som systemansvarlig med bakgrunn i store og langvarige flaskehalser i regional- og transmisjonsnettet. En flaskehals er en situasjon der utvekslingsbehovet overstiger overføringskapasiteten i nettet. I Norge er det fem budområder der tilbud og etterspørsel klareres hensyntatt overføringskapasitet mellom budområdene. Innad i et budområde står alle forbrukere og produsenter overfor de samme prisene. Det vil si at flaskehalser internt i budområdet ikke eksplisitt hensyntas ved prisdannelsen. Eventuelle flaskehalser innenfor budområdene må håndteres med spesialregulering. Det innebærer at Statnett som systemansvarlig aktiverer bud utenom prisrekkefølge, og for eksempel regulerer kraftproduksjon ned på ene siden av flaskehalsen og opp på den andre. Det kan føre til at det ikke er kraftprodusenten med lavest enhetskostnad som dekker etterspørselen, noe som gir en mindre effektiv utnyttelse av produksjonsressursene, og høyere kostnader enn om man aktiverer bud i prisrekkefølge. Den økte kostnaden som følge av dette blir dekket av alle nettets kunder gjennom en økning i Statnett sine kostnader.

Anleggsbidrag – betaling for tilknytning til nettet

Når kunder blir tilknyttet nettet, får økt kapasitet eller bedre kvalitet og dette utløser nettinvesteringer, skal nettselskapene fastsette og kreve inn anleggsbidrag for å dekke hele eller deler av de tilhørende investeringskostnadene. Reglene om anleggsbidrag er gitt i kapittel 16 i kontrollforskriften.4

Anleggsbidrag skal synliggjøre kostnadene ved en ny tilknytning eller forsterkning av en eksisterende tilknytning slik at kundene får mulighet til å vurdere nettilknytning på et gitt punkt i nettet opp mot alternative tiltak, eller tilknytning et annet sted i nettet. På denne måten gir anleggsbidrag et lokaliseringssignal. I dagens utforming av anleggsbidraget er det også lagt vekt på å fordele kostnadene for en ny nettinvestering mellom kunden(e) som utløser investeringen og nettselskapets øvrige kunder. Kostnader for nettanlegg som ikke finansieres av anleggsbidrag, vil fordeles på nettselskapets øvrige kunder gjennom en økning i nettleien.

Reglene om anleggsbidrag ble endret med virkning fra 1. januar 2019. Dette var en større gjennomgang etter at regelverket sist ble endret i 2001. De største endringene er at innkreving av anleggsbidrag er blitt obligatorisk for alle nettselskap og at nettselskap skal kreve inn anleggsbidrag på alle nettnivå. Før endringen var det ikke anledning til å kreve inn anleggsbidrag i regional- og transmisjonsnettet. Dette medførte at nettkunder som ble tilknyttet på disse nettnivåene, ikke ble stilt overfor kostnadene ved tilknytningen, og til at kostnadene i sin helhet ble fordelt på eksisterende kunder.5 Før endringen hadde nettselskapene hjemmel til å kreve inn anleggsbidrag i distribusjonsnettet, men det var frivillig å gjøre det. Endringen gir lik praksis hos alle selskaper, sikrer likebehandling av nettkunder, og at nye kunder i større grad stilles overfor kostnadene ved tilknytningen.

Etter endringen i 2019 utløser i utgangspunktet investeringer i regional- og transmisjonsnett anleggsbidrag etter de samme reglene som i distribusjonsnettet. Det er imidlertid tre forhold i regional- og transmisjonsnett som det er tatt særlig hensyn til:

• Aktører mindre enn 1 MW betaler ikke anleggsbidrag i regional- og transmisjonsnett. Som hovedregel vil mindre tilknytninger, mindre industri eller mini- og mikrokraftverk, i begrenset grad utløse behov for investeringer i regional- og transmisjonsnett. Det vil normalt være tilstrekkelig kapasitet til å tillate «én til» av slike mindre tilknytninger. Kunder som kan avkreves anleggsbidrag i regional- og transmisjonsnettet bør derfor være av en viss størrelse. For nye tilknytninger vil denne grensen gjelde kunder som ber om å få mate inn eller ta ut 1 MW eller mer. For eksisterende kunder som ber om økt kapasitet vil grensen gjelde kunder som allerede mater inn eller tar ut 1 MW eller mer, eller vil gå over grensen etter at de er tildelt økt kapasitet.

• Anleggsbidraget reduseres med en faktor på 0,5. Investeringer i regional- og transmisjonsnettet har som oftest nyttevirkninger for flere enn kunden som utløser investeringene, og i større grad enn for investeringer i distribusjonsnettet. Reduserte flaskehalser og bedre forsyningssikkerhet er eksempler på dette. Det er vanskelig å ta hensyn til alle nyttevirkninger i beregningen av et anleggsbidrag. Kostnadsgrunnlaget for anleggsbidrag i regional- og transmisjonsnettet skal derfor reduseres med en reduksjonsfaktor lik 0,5 for å ta hensyn til slike øvrige nyttevirkninger. Nettinvesteringer i regional- og transmisjonsnettet som utløses av én eller et fåtall brukere, skal behandles likt som tidligere. Hensynet til øvrige nyttevirkninger er ikke like gjeldende for nettanlegg hvor det kun er én eller et fåtall kunder som utløser og har behov for en investering. I slike tilfeller dekkes derfor fortsatt hele investeringskostnaden av kunden.

• Kostnadsgrunnlaget kan begrenses i særlige tilfeller. Bestemmelsene i kontrollforskriften kapittel 16 skal bidra til riktig kostnadsfordeling mellom kundene og gode prissignaler, også på høyere nettnivåer. I regional- og transmisjonsnettet kan imidlertid nettinvesteringene bli større og mer komplekse enn i distribusjonsnettet. For å unngå uforutsette uheldige konsekvenser i saker som ikke passer inn under hovedreglene i reguleringen av anleggsbidrag, gir § 16-10 tredje ledd nettselskapene anledning til å foreta en skjønnsmessig begrensning av kostnadsgrunnlaget.

  Skjønnet kan utøves der den nødvendige nettinvesteringen er av et slikt omfang at det ikke er hensiktsmessig å kun legge reglene for hvilke anleggskostnader som skal inngå i kostnadsgrunnlaget og fordeling av disse, til grunn for beregningen av kundens anleggsbidrag. Bestemmelsen vil først og fremst kunne være aktuell i transmisjonsnettet, og er ment å være en «sikkerhetsventil». Ved bruk av bestemmelsen må nettselskapet begrunne og dokumentere sin vurdering. Nettselskapet må også ha objektive og ikke-diskriminerende rutiner som sikrer likebehandling av like saker. Forvaltningspraksis vil over tid etablere kriterier for hvordan bestemmelsen praktiseres.

Betaling for nettutredninger

Lange ledetider er en utfordring ved prosjekter i regional- og transmisjonsnettet. Dette gjør at nettselskap i mange tilfeller må starte planlegging av nettiltak før kundene har fattet investeringsbeslutning. Dette medfører en risiko for at nettselskapene bruker unødvendige ressurser på å utrede og planlegge tiltak for forbruksprosjekter som kanskje ikke realiseres. Det er gjerne flere kunder som ønsker tilknytning samtidig, og større usikkerhet knyttet til kundenes totale kapasitetsbehov. Fra innledende nettanalyser er ferdigstilt, og fram til nettselskapet eventuelt får godkjent konsesjonssøknaden, kan det også være stor usikkerhet knyttet til om kundenes prosjekter vil bli realisert eller ikke.

Med stor usikkerhet knyttet til framtidig etterspørsel etter kapasitet, er det risiko for at nettselskapet bygger over- eller underdimensjonerte nettanlegg. Underinvestering kan gi avvist etterspørsel, mens det i motsatt fall kan gi mer kostbare nettløsninger og større arealinngrep enn nødvendig. Den store usikkerheten fører til at det er større behov for utredning av ulike nettløsninger. Samtidig er det usikkert om behovet for nett er det samme ved begynnelsen og slutten av utredningsprosessen. Dette kan gi økte kostnader forbundet med utredninger, konsesjonssøknader, og detaljprosjektering av nettløsninger. Det blir dermed behov for å kunne stille krav til kundene for å sikre samsvar mellom kundenes utvikling av sine prosjekter og nettselskapenes nettinvestering.

Nettselskapene skal kreve betaling som avspeiler kostnadene ved videre utredninger og utarbeidelse av konsesjonssøknad. Nettselskapets plikt til å utarbeide og søke konsesjon (tilknytningsplikten) er betinget av at kundene er villig til å betale sin andel av netteiers prosjekteringskostnader. Ved å avdekke detaljer knyttet til kundens prosjekt så tidlig som mulig, blir det lettere for nettselskapet å planlegge hensiktsmessige nettløsninger, og risikoen for feilinvesteringer reduseres.

Nettleie – betaling for bruk av nettet

Alle nettselskap fastsetter nettleien til sine nettkunder på bakgrunn av tillatt inntekt, som er fastsatt av RME. Nettleien skal være objektiv og ikke-diskriminerende, og utforming og differensiering av nettleien skal gjøres på bakgrunn av relevante nettforhold. Videre skal nettleien i størst mulig grad gi langsiktige signaler om effektiv utnyttelse og utvikling av nettet.

Nettkunder betaler såkalte punkttariffer for overføring av strøm. Det innebærer at størrelsen på nettleien er avhengig av tilknytningspunktet. Kunden betaler nettleie til sitt lokale nettselskap og får adgang til hele kraftmarkedet. Nettleien skal bidra til å dekke kostnader som oppstår i det nettnivået man er tilknyttet, samt kostnader til overliggende nett. Nettleien består av bruksavhengige ledd (energiledd og kapasitetsledd) og andre ledd (fastledd).

Et bærende prinsipp for utforming av optimale tariffer er at brukerne av nettet stilles overfor en pris som er lik den marginale kostnaden disse aktørene påfører nettet på kort sikt, se omtale i kapittel 4.2.1. All overføring av strøm innebærer tap. Størrelsen på tapet avhenger av den samlede belastningen i nettet, og er høyere desto høyere belastningen er. I transmisjonsnettet fastsettes energileddet i henhold til beregnede marginale tapssatser for hvert enkelt utvekslingspunkt som så multipliseres med systemprisen. Det er en administrativ øvre og nedre grense på tapssatsene på +/- 15 pst. Enkelte regionalnett viderefører en slik grense for sin avregning av energileddet, det samme gjelder for innmating av kraftproduksjon i distribusjonsnettet.

I distribusjonsnettet er det ikke krav til beregning av punktvise tapssatser ved beregning av energileddet. Tapsprosenten settes gjerne lik marginaltapet i nærmeste utvekslingspunkt med overliggende nett pluss gjennomsnittlig marginaltap for området. Energileddene blir fastsatt i forkant, ofte for et år av gangen, og er svært mye høyere enn de reelle marginaltapene.

Som følge av nettets kostnadsstruktur vil ikke inntektene fra marginaltapsleddet være tilstrekkelig til å dekke de faste kostnadene. Alle kunder i distribusjonsnettet betaler et fastledd. Fastleddet dekker kundespesifikke kostnader i tillegg til en andel av øvrige faste kostnader i nettet.

For forbrukskunder i regional- og transmisjonsnettet som er effektavregnet skal det i tillegg til fastledd benyttes et tariffledd basert på kundens effektuttak i definerte perioder.

EU har gjennom en forordning om harmonisering av tariffer fastsatt et tak på produsenters fastledd i innmatingstariffen i transmisjonsnettet (tariff for å mate inn kraft på nettet). Det følger av kontrollforskriften § 15-2 at transmisjonsnettets fastledd skal brukes på alle nettnivå. For Norden er taket fastsatt til 1,2 øre/kWh. Begrunnelsen for å ha et tak på innmatingstariffen er for å sikre like konkurransevilkår for kraftproduksjon på tvers av landegrenser, i tillegg til at økt innmatingstariff for alle produsenter vil kunne gi utslag i økt kraftpris ved at produsentene henter inn økt fastledd i prisingen sin. Figur 4.2 viser fordeling av samlede nettkostnader mellom ulike nettkunder.

Kilde: RME (2022)

For uttakskunder har nettnivået man er tilknyttet betydning for størrelsen på tariffen. Uttakskunder som er tilknyttet transmisjonsnettet betaler nettleie basert på kostnadene i transmisjonsnettet. Disse har derfor en lavere tariff enn kunder tilknyttet regionalnettet, som betaler nettleie basert på kostnader både i regional- og transmisjonsnett. Uttakskunder i distribusjonsnettet bidrar til å dekke kostnader i alle de tre nettnivåene.

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

I forbindelse med Meld. St. 36 (2020–2021) Energi til arbeid – langsiktig verdiskaping fra norske energiressurser vedtok regjeringen Solberg innføring av effektbaserte tariffer i distribusjonsnettet. Endringen skulle tre i kraft 1. januar 2022, men har blitt utsatt til 1. juli 2022. Etter innspill fra flere organisasjoner og nettselskap er det besluttet å innføre en overgangsperiode for kravet om at energileddet maksimalt kan utgjøre 50 pst. av inntektene til nettselskapene, fram til 1. juli 2024.

Den nye nettleiemodellen skal i større grad gi insentiver til effektiv utnyttelse av nettet. Den innebærer at kunder med et årlig forbruk under 100 000 kWh får et differensiert fastledd i nettleien etter effekt, slik at kunder med et stort effektbehov vil få et høyere fastledd enn kunder med lavt effektbehov. De som bruker mye effekt får da et insentiv til å redusere effektbruken, eller flytte forbruket til tider da nettet er mindre belastet. Det legger til rette for bedre utnyttelse av strømnettet og en mer rettferdig fordeling av kostnadene mellom kundene. Det bidrar også til å redusere de totale kostnadene i strømnettet og til å holde nettleien nede gjennom lavere behov for nettutbygging.

4.3 Innspill og utredninger

4.3.1 Eksterne innspill

Utvalget har mottatt flere innspill om anleggsbidragsordningen. Mange støtter reglene om anleggsbidrag og mener reglene er et viktig prinsipp som gir insentiv til økonomisk fornuftig lokalisering av nytt forbruk. En rekke nettselskaper mener at reglene om anleggsbidrag bør beholdes, men at de bør forenkles, forbedres og standardiseres. Andre peker også på at anleggsbidraget oppleves som en vesentlig barriere for mange aktører. For tilknytninger som utløser investeringer, har mange nettselskap, i skriftlige innspill til utvalget, tatt til orde for å erstatte dagens anleggsbidrag basert på faktiske kostnader med en tilknytningsavgift basert på standardsatser. Statnett foreslår også at en slik tilknytningsavgift skal tilkomme for alle tilknytninger, også for de som ikke utløser investeringer. Nettselskapene peker på at dette vil kunne redusere tidsbruk hos nettselskapene som i dag brukes på beregning og fordeling av utredningskostnader og anleggsbidrag, og dermed frigjøre ressurser til andre oppgaver.

Det er også kommet innspill fra nettselskap om å gi forpliktende tilbud om anleggsbidrag tidligere, samt starte planleggingen av anleggsbidragspliktige nettiltak uten utredningsavtale.

Det har kommet mange eksterne innspill om behov for å innføre en betaling for reservasjon av kapasitet. Både tilknytningstariff (engangsbetaling) og reservasjonsavgift (løpende betaling) er foreslått. Både tilknytningstariff og reservasjonsavgift kan komme istedenfor, i tillegg til, eller gå til fratrekk fra et anleggsbidrag.

Innspillene om tilknytningstariff og reservasjonsavgift er begrunnet i at det kan bidra til at kundene foretar en grundigere vurdering av faktisk behov for kapasitet, og dermed være en barriere for å reservere og beslaglegge kapasitet som ikke tas i bruk.

Det er også kommet en rekke innspill om innretningen på inntektsreguleringen. Det pekes på at reguleringen gir for svake insentiver til investeringer og til proaktivitet, men også at den gir for svake insentiver til å gjøre andre tiltak enn investeringer, som for eksempel bedre nettutnyttelse gjennom bruk av fleksibilitet eller andre tekniske løsninger for å ha bedre oversikt over flyt og kapasitet i nettet. Det blir også trukket fram at inntektsreguleringen bør håndtere store uttakspunkt som industri og elektrifisering av transport på en bedre måte enn i dag.

4.3.2 Ekstern utredning

Oslo Economics har på oppdrag fra utvalget utredet hvordan prissignaler kan benyttes for å ivareta en samfunnsøkonomisk lønnsom utvikling av strømnettet (Oslo Economics, 2022). Oslo Economics viser til at det er stor forventet forbruksvekst og knapphet på nettkapasitet mange steder i landet. En stor del av forbruksutviklingen er knyttet til usikre industrietableringer, og det er krevende for nettselskap og myndigheter å vurdere hva som er riktig nivå på nettinvesteringer. Det er også et spørsmål om dagens nettkapasitet utnyttes effektivt. Både nye og eksisterende kunder kan i prinsippet beslaglegge kapasitet som de ikke benytter, og som alternativt kunne vært benyttet til å tilknytte flere kunder.

Oslo Economics framhever viktigheten av effektive prissignaler som stiller markedsaktørene overfor de kostnadene de påfører kraftsystemet for å oppnå samfunnsmessig rasjonell utnyttelse og utvikling av nettet. De vurderer at prissignalene som benyttes i Norge i dag i stor grad er utformet i tråd med økonomisk teori og balanserer hensyn til å sikre effektiv utnyttelse og utvikling av nett. Oslo Economics anfører imidlertid at det mangler et prissignal som reflekterer at rettigheter til effektuttak har en verdi – i dagens situasjon hvor etterspørselen etter effektuttak overstiger kapasiteten.

Oslo Economics har blant annet vurdert markedsbaserte løsninger, auksjonsbasert allokering og innføring av avgifter som ulike virkemidler for å prise denne kapasiteten. De mener at en avgift vil være det mest treffende virkemiddelet i dagens situasjon, der det allerede er reservert et betydelig volum. De anfører at en slik avgift sannsynligvis bør være utformet som en løpende betaling som avhenger av kundens reserverte effekt, i tillegg til kapasitetsforhold og kostnader i det aktuelle området. Oslo Economics anbefaler derfor at det innføres en avgift for å reservere kapasitet i nettet. I sin vurdering av auksjon som allokeringsmekanisme framhever Oslo Economics at dersom auksjon som allokeringsmekanisme skal fungere for allerede allokert effekt, må denne tas tilbake av netteier. Dette kan være juridisk krevende og få utilsiktede fordelingseffekter.

Oslo Economics mener også at det må vurderes å innføre en løpende avgift for rettigheter til effektuttak i framtidig nett. Dette for å få større grad av forpliktelse fra aktøren og redusere usikkerheten i prosjektutviklingen. En slik avgift bør være lavere enn avgiften for å reservere kapasitet i eksisterende nett, siden risikoen for at andre prosjekter fortrenges er lavere. Den bør også komme helt eller delvis til fratrekk på et eventuelt anleggsbidrag, slik at ikke nettselskap skal ha interesse av å ha kunder i kø.

Videre framhever Oslo Economics behovet for justeringer i regler om utredningsgebyr og anleggsbidrag for å redusere ressursbruk forbundet med tilknytning for markedsaktørene, tidsbruk knyttet til å håndtere henvendelser hos nettselskapene og for å sikre en tidlig forpliktelse fra aktøren som ber om tilknytning – i situasjoner med en kø av tilknytningssaker og begrenset kapasitet hos nettselskapene. Oslo Economics skisserer at å publisere bedre informasjon til markedet om kapasitetsforhold og eventuelt også kostnader for tilknytning i ulike områder som de viktigste tiltakene. Dette kan kombineres med standardiserte utredningsgebyrer og eventuelt også en større åpning for å forskuttere anleggsbidrag. Oslo Economics løfter også fram muligheten for et mer omfattende tiltak i form av en overgang fra anleggsbidrag til differensierte tilknytningsavgifter som gjelder alle tilknytninger, uavhengig av om de utløser investeringer. Avgiften differensieres blant annet etter nettforholdene i det aktuelle området.

4.3.3 RMEs vurdering av tilknytningstariff

RME er på oppdrag fra departementet bedt om å utrede om tilknytningstariff6 er et egnet virkemiddel for å prise kapasitet.

RME har i forbindelse med anleggsbidrag og tiårsregelen vurdert kundebetalinger for tildeling av mer kapasitet i nett med ledig kapasitet. Uten tiårsregelen vil kunder ha veldig sterke insentiver til å ikke være den som utløser en investering, og må betale anleggsbidrag. Vurderingen av tiårsregelen er derfor en avveining mellom de negative konsekvensene av spillet mellom kundene om å ikke utløse en investering, og kostnadene ved å kreve betaling for tilknytning til et nettanlegg med god kapasitet.

RME vurderer at tilknytningstariff er en engangsbetaling for reservasjon av kapasitet på samme måte som anleggsbidrag, men med et bredere omfang. Tilknytningstariff skal imidlertid ikke motvirke andre negative effekter, som spilleffekten ved tiårsregelen. RMEs vurdering er at en tilknytningstariff ikke vil være et godt egnet virkemiddel til å prise reservasjon av kapasitet. Tilbud og etterspørsel av kapasitet varierer mye i ulike deler av nettet. En generell tariff vil ikke være godt egnet til å klarere tilbud og etterspørsel etter kapasitet. Utfordringen er størst i nettområder med knapp kapasitet og høy etterspørsel. En del av løsningen i disse områdene vil uansett være å investere i økt kapasitet. Ved investeringer i nytt nett finnes det allerede tariffer som videreformidler kostnadene til kundene som utløser investeringene. RME vurderer at det er bedre å forbedre de eksisterende prissignalene enn å innføre en generell tilknytningstariff. Om nødvendig, bør man utrede mer målrettede virkemidler for disse konkrete utfordringene. Et eksempel på dette kan være løpende prising for reservasjon av kapasitet i kombinasjon med nettleie, både før og etter kunden er tilknyttet. En praktisk utforming av løpende prising av reservert kapasitet er at kunden betaler for hvor mye effekt kunden maksimalt kan ta ut.

4.4 Utvalgets vurderinger

Utvalget er bedt om å vurdere mer generelt og på overordnet nivå om dagens prissignaler gir riktige insentiver for en samfunnsøkonomisk utvikling av strømnettet.

Utvalget er videre bedt om å utrede brukerbetaling for reservasjon av nettkapasitet for nye og eksisterende kunder, og foreslå hvordan en slik betaling kan utformes.

Et viktig utgangspunkt for å vurdere behovet for nytt nett er at det eksisterende nettet utnyttes effektivt. Riktig utformede prissignaler for tilknytning til og bruk av nett er viktig for å sikre en effektiv utnyttelse. Gitt den store etterspørselsveksten kan både kunder som reserverer kapasitet i eksisterende nett i påvente av tilknytning, og eksisterende kunder som benytter mindre kapasitet enn de har rett til, være kilder til ineffektiv utnyttelse av nettet. Prissignaler vil i en slik situasjon bidra til å synliggjøre dette for nettkundene, og bidra til mer effektiv utnyttelse av nettet.

Forstørr bilde

Kilde: Utvalget

4.4.1 Prising for en effektiv utnyttelse av eksisterende nett

Ubrukt kapasitet

Som oftest tildeler nettselskapene mer effekt til kundene enn den faktiske effekten kundene bruker. Det skyldes både at kundenes effekttopper ikke kommer samtidig, men også at kundene i mange tilfeller har bestilt mer effekt enn de benytter. Dersom det ikke koster kunden noe å holde på ikke-benyttet kapasitet, vil kunden ikke ha noe insentiv til å gi fra seg denne kapasiteten. Dette kan være tilfelle i regional- og transmisjonsnett der kundene blir avregnet for målt effekt i definerte perioder. Differansen mellom kundens målte effekt og avtalte effekt utgjør dermed en «sovende» effektrettighet. Denne type «sovende» effektrettigheter er noe nettselskapene på forskjellig vis tar høyde for ved vurdering av om det er driftsmessig forsvarlig å tilknytte nye kunder i eksisterende nett. Siden det før 2019 ikke har vært tillatt å ta anleggsbidrag for investeringer i regional- og transmisjonsnett, har kunder som er tilknyttet på disse nettnivåene heller ikke fått noe prissignal gjennom anleggsbidrag for kapasiteten de legger beslag på.

I en tid med stor etterspørsel og knapphet på kapasitet flere steder i landet kan det derfor være hensiktsmessig å prise kundenes rett til å ta ut en gitt kapasitet. Se illustrasjon av dette i figur 4.4, jf. figur 4.3. Formålet med en slik betaling er å synliggjøre verdien av kapasiteten som kunden besitter. Dersom det ikke er knapphet i området kunden er tilknyttet, er imidlertid kapasitetens alternativverdi null inntil det ikke kan tilknyttes nye kunder, og en slik betaling vil kunne gi vridninger ved at det etterspørres for lite nett. En slik prising bør derfor ideelt sett variere geografisk og over tid. Det vil imidlertid være vanskelig å oppnå helt korrekt prising av denne knappheten gjennom nettleien. Ved å ha en nettleiekomponent som kombinerer både målt effekt og abonnert effekt, kan det enkelte nettselskap vekte forholdet mellom disse to for å gjenspeile kapasitetsforholdene i sitt nett. Eksempelvis vil et nettselskap med mye ledig kapasitet legge størst vekt på et ledd for målt effekt, mens et nettselskap med knapphet på kapasitet vil kunne legge større vekt på et ledd for abonnert effekt. Variasjoner i kapasitetsforhold innad i et nettselskap vil ikke fanges opp. Da må nettselskapet vurdere nytten av en mer effektiv utnyttelse av nettet i områder (eller perioder) med knapphet opp mot kostnaden ved for lav nettutnyttelse der det ikke er knapphet.

Det finnes ingen samlet oversikt over hvor mye kapasitet som faktisk er tildelt større kunder, og nettselskapene har i varierende grad oversikt over dette. Omfanget av ikke utnyttet kapasitet hos eksisterende kunder er derfor vanskelig å tallfeste. Statnetts måledata fra 2019 viser store avvik mellom avtalefestet kapasitet og faktisk uttak i sine tilknytningspunkt. I om lag 25 pst. av punktene tas det ut mer enn det som er avtalt (Statnett, e-post av 10. desember 2021). Hvilken kapasitet nettselskapet legger til grunn at eksisterende større kunder faktisk har ved vurdering av om nye tilknytning er driftsmessig forsvarlig kan variere ut fra en rekke forhold.

Også i distribusjonsnettet er det begrensinger i overføringskapasiteten, og det er viktig å prise kapasitet. Innføring av effektbasert nettleie fra 1. juli 2022 med tilstrekkelig stort effektelement for husholdning, hytter og mindre næring vil derfor være viktig for å utnytte eksisterende nett bedre.

Reservert kapasitet

Av figur 4.1 i innledningen til kapittel 4 framgår det at om lag 5 500 MW planlagt forbruk har fått reservere kapasitet i eksisterende nett i påvente av tilknytning. Av dette har 3 000 MW planlagt forbruk gått videre til å bestille kapasiteten. Det betyr at 2 500 MW planlagt forbruk har reservert kapasitet uten å gå videre til å bestille den. Dette kan være en indikasjon på at en del aktører undersøker om det er ledig kapasitet i nettet. Det kan også bety at det er mange usikre planer, der aktørene ikke er klare til å bestille kapasitet. Ettersom det i dag ikke har noen kostnad å reservere kapasitet er dette helt uten risiko for aktørene.

Et visst omfang av reservasjoner er nødvendig for å gi aktørene trygghet for at kapasiteten er tilgjengelig når forbruksanlegget er ferdig etablert. Det er ulik praksis hos nettselskap for hvor lenge de tillater kunder å reservere kapasitet. Videre kan hva som anses som nødvendig reservasjonstid variere med ledetiden for forbruksprosjektet. Dette er omtalt i kapittel 7.4.2. Det er uheldig dersom de aktuelle prosjektene reserverer kapasitet uforholdsmessig lenge, og på den måten fortrenger andre fra å få tilknytning.

I dag har det ingen kostnad for nye nettkunder å reservere kapasitet i eksisterende nett. Ved knapphet har reservert, men ubrukt kapasitet en alternativverdi ved at den kunne vært benyttet av andre.

Mangel på en pris for reservasjon av kapasitet kan føre til at eksisterende kapasitet ikke utnyttes effektivt, og det kan framstå som om det er behov for større nettinvesteringer enn det som faktisk er tilfelle. Så lenge kapasiteten er reservert, vil den ikke kunne tildeles eller benyttes av andre. Nye forespørsler om tilknytning vil da kunne bli møtt med krav om utredning av nytt nett, selv om den reserverte kapasiteten ikke enda er tatt i bruk.

I dagens situasjon med stor etterspørsel etter kapasitet og manglende prising av kapasitet kan nettkundene dermed ha insentiv til å be om mer kapasitet enn de har behov for. Dette er fordi kapasiteten representerer en potensielt stor verdi. Videre kan eksisterende kunder ha insentiv til å holde på rettigheter til kapasitet uavhengig av sitt faktiske behov. I tillegg kan manglende prissignaler gjøre at enkeltaktører ber om «all» tilgjengelig kapasitet i et område, fordi de da har en kostnadsfri opsjon på økt effektuttak senere. Reglene om anleggsbidrag kan forsterke dette, ved at kundene ved et eventuelt senere behov for økt kapasitet, må betale en andel av investeringene.

Innføring av et prissignal for å reservere kapasitet kan gi insentiver til bedre utnyttelse av nettet ved at det gir kundene insentiver til å etterspørre bare den kapasiteten de har betalingsvillighet for. Det kan også gi dem insentiv til å tilknytte seg raskere, og eventuelt la være å reservere kapasitet dersom de ikke har betalingsvillighet for det. Prisingen av kapasitet som er reservert av nye kunder og ubrukt kapasitet hos eksisterende kunder bør være lik, for ikke å diskriminere mellom nye og eksisterende kunder.

4.4.2 Prising for en effektiv utvikling av framtidig nett

Dersom det ikke er ledig kapasitet i eksisterende nett til å imøtekomme forespørsler om tilknytning, plikter nettselskapet å utrede og gjennomføre tiltak som gjør at etterspørselen kan imøtekommes. Nettselskapets kostnader er knyttet til utredningsarbeid, konsesjonssøknad, prosjektering og bygging av nødvendige nettanlegg. Kundene som utløser kostnadene dekker disse gjennom betaling for nettutredning og anleggsbidrag. Både betaling for nettutredning og anleggsbidrag er utformet for å balansere flere hensyn. Den store etterspørselen etter kapasitet man nå ser gjør at det likevel kan være nødvendig å se på innretningen av disse.

Dette handler på den ene siden om det kan være hensiktsmessig å forenkle beregningen ved i større grad å benytte standardsatser eller erfaringstall enn faktiske kostnader, for å sikre at aktørene får beslutningsrelevante tilbud på et tidligere tidspunkt enn i dag. Videre handler det om hvorvidt en større del av betalingen bør komme tidligere i tilknytningsprosessen og ev. ikke refunderes dersom kunden på et senere tidspunkt likevel ikke ønsker tilknytning.

Både anleggsbidrag og utredningskostnader skal etter dagens regelverk fastsettes med utgangspunkt i faktiske kostnader. Samtidig er det er en forutsetning at nettkundene får tilbud om utredningsavtale uten ugrunnet opphold, og dermed stilles overfor et prissignal så raskt som mulig etter at nettselskapene har avklart at det ikke er driftsmessig forsvarlig med tilknytning i eksisterende nett.

Inngåelse av avtaler om utredningskostnader og anleggsbidrag krever ifølge nettselskapene en del administrasjon og tidsbruk (Oslo Economics, 2022). Særlig i regional- og transmisjonsnettet kan det ifølge Oslo Economics være krevende å fastsette kundenes forholdsmessige andeler av utredningskostnader og anleggsbidrag for ulike nettinvesteringer. Dette skyldes blant annet at den faktiske belastningen av nettanleggene i et masket nett avhenger av faktisk innmating og uttak i ulike punkt. Endringer i forutsetninger om dette, eksempelvis bortfall av et planlagt stort produksjons- eller uttakspunkt eller endringer i koblingsbilder og videre utvikling av nettet, vil dermed kunne endre den forholdsmessige andelen til de øvrige kundene.

Et alternativ til å fastsette utredningskostnader og anleggsbidrag basert på faktiske kostnader, er å benytte standardsatser. Standardsatser kan differensieres etter ulike parametere som kapasitet (kr/MW), lengde på ledning (kr/km), størrelse på stasjonsanlegg mv. Slike standardsatser vil gi mindre presise prissignaler. På den andre siden vil standardsatser medføre at størrelsen på kostnadene vil være kjent for aktørene tidligere enn i dag, og dermed kunne være mer beslutningsrelevante. Den fremste ulempen med standardsatser er at det ikke vil gi et like presist signal om kostnadene ved nettinvesteringen som dagens anleggsbidrag gjør (ettersom det er basert på faktiske kostnader).

I dag inngår betaling for nettutredninger i det endelige anleggsbidraget. Gitt at dette opprettholdes, vil eventuelle standardsatser for nettutredninger, kun medføre en endring i tidspunktet for når kundene må betale de ulike kostnadene. Totalkostnaden vil fortsatt være den samme.

En tilknytningsavgift for alle tilknytninger uansett om det er behov for nettinvesteringer eller ikke, vil gi en annen kostnadsdeling mellom nye og eksisterende kunder enn det som er tilfelle i dag. Det vil også forstyrre lokaliseringssignalet.

4.4.3 Nettselskapenes insentiver

Selv med tiltakene foreslått i andre kapitler vil det fortsatt kunne være et gap mellom ledetidene for utvikling av nettanlegg og for industriprosjekter. Dette gjelder primært i regional- og transmisjonsnett, og er i liten grad en problemstilling for tiltak i distribusjonsnettet. For å bidra til å lukke dette gapet i regional- og transmisjonsnettet vil det i mange tilfeller være nødvendig å starte utredning av nettanleggene før det faktiske behovet er rimelig avklart eller innmeldt. Dette er omtalt i kapittel 6.5.2. Videre omtales nettselskapenes insentiver til å tilknytte kunder.

Det er i hovedsak de direkte reguleringene av nettselskapene som skal sørge for at nødvendige investeringer gjennomføres, at nettet vedlikeholdes på en tilfredsstillende måte og at nye kunder tilknyttes. Inntektsreguleringen skal bidra til at de investeringene som nettselskap gjennomfører blir gjort på en effektiv måte, og at nettselskapene gjør en riktig avveining mellom tiltak i driften (som bedre utnyttelse av eksisterende nett) og behov for å investere i nye nettanlegg. Det er som sådan direktereguleringene og ikke inntektsreguleringen som skal sørge for at nettselskapene i tilstrekkelig grad utreder, omsøker og investerer i nødvendige nettanlegg.

Selv om plikten til å tilknytte nye kunder gjelder uten ugrunnet opphold, gis det ingen særskilte insentiver til å løse denne oppgaven raskt. I kapittel 7.4.3 anbefales en strammere tilknytningsprosess med hensyn til blant annet tidsbruk, og at RME øker tilsynsvirksomheten med nettselskapenes praktisering av tilknytningsplikten. Dette er viktig for å sørge for at nettselskapene utreder og omsøker nytt nett (gitt behov) uten ugrunnet opphold.

Sterkere investeringsinsentiver i inntektsreguleringen vil kunne bidra til at nettselskapene i større grad utreder, prosjekterer eller bygger ut nett i forkant av faktiske forespørsler om tilknytning. Det vil samtidig øke risikoen for feilinvesteringer i nett. Tidlig utredning vil innebære en langt mindre risiko enn tidlig utbygging, og kan sammen med betingete konsesjoner jf. anbefaling i kapittel 13.6.3 være et relevant tiltak for å redusere gapet i ledetid.

Flere nettselskap anfører at inntektsreguleringen belønner reaktiv atferd, og at det ikke lønner seg å være tidlig ute med å investere i nettanlegg for å kunne tilknytte kunder raskere. Blant annet blir det pekt på en alderseffekt som følger av at reglene for avskrivning av nettanlegg kvalitativt sett kan føre til at nettselskap med relativt ny anleggsmasse – og dermed en lite nedskrevet og høy anleggskapital – framstår mindre effektive enn nettselskap med en eldre anleggsmasse – som i større grad er nedskrevet og dermed har en lavere anleggskapital.

Figur 4.7 som er mottatt fra RME, viser gjennomsnittlig avkastning i perioden 2013–2020 sammenlignet med økning i nettkapital per nettselskap i samme periode. Med kalibrering av inntektsrammen basert på avkastningsgrunnlaget ser det imidlertid ikke ut til å være en signifikant korrelasjon mellom gjennomsnittlig avkastning og økning i nettkapitalen.

Forstørr bilde

Kilde: RME (2022)

4.4.4 Flere prisområder eller nodepriser

Det er et mål at tariffene i størst mulig grad skal reflektere de underliggende kostnadsdriverne i strømnettet. Samtidig gir tariffene kun en tilnærming til de faktiske kostnadene for nettap og flaskehalshåndtering. Nodepriser gir til sammenligning perfekte prissignaler på kort sikt, der alle aktører står overfor den samfunnsøkonomiske kostnaden ved å øke forbruk eller produksjon.

Det europeiske regelverket setter de ytre rammene for hvordan flaskehalser i strømnettet kan håndteres gjennom budområder. Det norske regelverket gjennom forskrift om systemansvaret7 § 5 legger opp til at Statnett skal fastsette budområder for å håndtere store og langvarige flaskehalser.

Overgang til et nodeprisbasert system ble anbefalt av ekspertutvalget om driften av kraftsystemet i 2010 (Bye, Bjørndal, Doorman, Kjølle, & Riis, 2010). Mange av de samme forutsetningene som lå til grunn for Bye-utvalgets anbefaling gjelder fortsatt eller har økt i betydning. Selv om det er foretatt noen mindre justeringer i budområdeinndelingen, er det fortsatt fem budområder i Norge. Økt andel uregulerbar produksjon og økt systemutnyttelse med drift nærmere nettets kapasitetsgrenser gir økte reguleringskostnader og nettap. Dette er elementer som nå i enda større grad gir effektivitetstap ved at ikke flaskehalser internt i budområder og økte nettap inngår eksplisitt i markedsklareringen.

4.5 Utvalgets anbefalinger

Forstørr bilde

Utvalget mener prissignalene som benyttes i Norge i dag i store trekk er i tråd med samfunnsøkonomisk teori og balanserer hensyn til å sikre effektiv utnyttelse og utvikling av nett.

Det synes imidlertid som om dagens prissignaler ikke i tilstrekkelig grad bidrar til å avdekke den faktiske etterspørselen etter ny kapasitet. Utvalgets vurdering er at dette skyldes en kombinasjon av at det gis mangelfull informasjon om gjeldende kapasitetsforhold til markedet, at selve tilknytningsprosessen ikke håndteres enhetlig mht. tildeling av kapasitet og mangel på prissignaler for reservasjon av knapp kapasitet. Det kan også være at nettkundene ikke får tilbud om å inngå avtale om nettutredning uten ugrunnet opphold, og dermed ikke stilles overfor de prissignalene som allerede eksisterer.

Utvalgets anbefalinger til endringer i tilknytningsprosessen er beskrevet i kapittel 7.4. I det videre følger utvalgets anbefalinger for å gi prissignaler som i større grad priser tilgang til og reservasjon av nettkapasitet, og som kan bidra til å avdekke etterspørselen, og gi bedre forutsigbarhet for alle parter. Dette kan bidra til bedre utnyttelse av eksisterende nett, og en samfunnsmessig rasjonell utvikling av nettet.

4.5.1 Prising for en effektiv utnyttelse av eksisterende nett

Utvalget anbefaler at det innføres et prissignal for kunder i regional- og transmisjonsnett som synliggjør at rett til å ta ut en gitt kapasitet har en verdi. Utvalget foreslår at dette gjøres ved at dagens effektledd i regional- og transmisjonsnettet basert på målt effekt omgjøres til en kombinasjon av målt effekt og abonnert effekt. Kunder som sitter på rett til å ta ut en større kapasitet enn de i praksis blir målt og avregnet for, vil dermed måtte vurdere verdien av å beholde retten til uttak av en gitt kapasitet mot kostnaden ved å beholde rettigheten til å ta ut kapasiteten. Kunder som ikke ønsker å betale for retten til en større kapasitet enn faktisk målt effekt vil da gis insentiv til å si fra seg retten til den overskytende kapasiteten, slik at denne kan tas i bruk av andre. Utvalget mener dette vil bidra til bedre utnyttelse av eksisterende nett, og gi nettselskapene økt trygghet for at kundens avtalte kapasitet er den kapasiteten nettselskapene skal planlegge for. Se illustrasjon av forslaget i figur 4.9.

Dette krever endring i kontrollforskriften § 14-1 andre ledd, og oppdatering av nett/tilknytningsavtaler.

Utvalget anbefaler videre at det innføres en løpende kostnad for nye kunder som reserverer kapasitet i eksisterende nett i regional- og transmisjonsnettet. Prisen for den løpende kostnaden bør være lik som prisen eksisterende kunder betaler for rett til et gitt effektuttak, for ikke å diskriminere mellom nye og eksisterende kunder. Utvalget foreslår at dette løses ved at kunder som skal reservere kapasitet i eksisterende nett må tegne tilknytnings- og nettleieavtale for å reservere kapasiteten. Se illustrasjon av forslaget i figur 4.9.

Utvalget mener videre at etableringen av et kapasitetskart som beskrevet i kapittel 7.4.1, sammen med dagens situasjon med stor etterspørsel etter kapasitet, også medfører behov for en slik prising. Innføring av effektbasert nettleie i distribusjonsnettet med tilstrekkelig stort effektelement for husholdning, hytter og mindre næring vil også være et viktig element for effektiv utnyttelse av eksisterende nett.

4.5.2 Prising for en effektiv utvikling av framtidig nett

Utvalget mener prinsipielt sett at betaling for tilknytning bør være basert på faktiske kostnader, slik som i dag. Dette gir presise signaler om lokalisering, og bidrar til at kundene internaliserer nettkostnadene ved vurderingen av etablering, lokalisering og dimensjonering. Det innebærer at det ikke kreves betaling for tilknytning dersom den ikke utløser nettinvesteringer, og at anleggsbidrag og utredningskostnader i sum utgjør øvre grense for hva en tilknytning kan koste for nettkunden. I den grad et ev. anleggsbidrag og utredningskostnader utgjør en barriere for tilknytning, tilsier det at betalingsvilligheten for tilgang til nett er lavere enn den faktiske kostnaden ved å etablere nettet. I slike tilfeller bør derfor ikke nettet bygges ut.

Samtidig vurderer utvalget at hensynet til presise lokaliseringssignal må veies opp mot nettselskapenes administrasjonskostnader og forutsigbarhet for kundene om hva endelig kostnad vil bli. Med dagens høye etterspørsel mener utvalget det er viktigere at prissignalet når fram til kundene tidlig nok til å avsløre etterspørselen – og dermed bidra til å sammenkoble kundenes beslutning om tilknytning og nettselskapenes beslutning om utbygging – enn at prissignalet presist reflekterer de faktiske kostnadene.

Utvalget mener kostnadsgrunnlaget for forpliktende tilbud om anleggsbidrag i regional- og transmisjonsnett i større grad bør baseres på erfaringstall og/eller anslagene som blir lagt til grunn i konsesjonsbehandlingen. Utvalget mener at anleggsbidraget bør etterberegnes for å sikre kostnadskontroll og for over tid å kunne forbedre kostnadsestimatene. Kundens endelige anleggsbidrag skal ikke overstige 115 pst. av tilbudet, slik som i dag.

Utvalget mener videre at fastsettelse av forholdsmessige andeler i regional- og transmisjonsnett er unødvendig komplisert, gitt formålet. Den forholdsmessige andelen skal fastsettes ut fra hva kunden bestiller relativt til samlet kapasitetsøkning i gjeldende nettsituasjon. Videre utvikling av nettet og tilknytning av nye kunder vil kunne endre forutsetningene for dette. Videre vil kundene ha ulike bruksmønstre og faktisk bruk vil kunne variere over tid. Dette tilsier at fastsettelse av forholdsmessige andeler i regional- og transmisjonsnett bør gjøres enklere enn det som er tilfelle i dag.

På bakgrunn av dette anbefaler utvalget at beregningen av det forpliktende tilbudet om anleggsbidrag gjøres enklere enn i dag, og at det bør gjøres forenklinger både i beregningen av kostnadsgrunnlag og av forholdsmessig andel. Utvalget bemerker samtidig at reglene for anleggsbidrag i regional- og transmisjonsnett er nye, og at det så langt er begrenset erfaring med praktiseringen av dem. Utvalget anbefaler derfor at RME tydeliggjør handlingsrommet for å forenkle beregningen av kostnadsgrunnlag og forholdsmessige andeler innenfor gjeldende regelverk.

Innenfor dagens regelverk er både betaling for nettutredninger og anledning til å kreve inn anleggsbidrag etter hvert som kostnader påløper mekanismer som skal bidra til å forplikte nettkunder underveis i prosessen. Disse treffer både nye og eksisterende kunder som ønsker ny eller økt kapasitet i nett der det ikke er driftsmessig forsvarlig å tilknytte mer.

Gitt at anleggsbidrag og betaling for nettutredning utgjør øvre ramme for kostnader, vil innføring av en reservasjonspris i tillegg til dette kun være en omfordeling i tid av de totale kostnadene kunden skal dekke. Utvalget ser det derfor ikke som formålstjenlig å innføre et nytt prissignal for å reservere kapasitet i framtidig nett, utover det kunden allerede må betale gjennom anleggsbidrag og betaling for nettutredning.

Utvalget mener imidlertid det er svært viktig at kundene mottar tilbud om utredningsavtale og forpliktende tilbud om anleggsbidrag tidlig nok til å være beslutningsrelevant for kundene. Dette underbygger behovet for å forenkle beregningen av tilbud om anleggsbidrag, som anbefalt.

4.5.3 Nettselskapenes insentiver

Inntektsreguleringen skal balansere mange hensyn. Overordnet sett må den være pålitelig og langsiktig, men samtidig dynamisk nok til å fange opp viktige faktorer i tiden.

Utvalget mener det er viktig at inntektsreguleringen er nøytral med hensyn til bruk av driftstiltak og nettinvesteringer.

Utvalget mener reguleringsmodellen er godt egnet til å ivareta formålet om en effektiv utnyttelse og utvikling av nettet. Samtidig mener utvalget at RME må ha fokus på kontinuerlig videreutvikling av modellen for å sørge for at den i tilstrekkelig grad er tilpasset utviklingen i bransjen og samfunnets behov. Det er viktig at RME gis ressurser til å holde tilstrekkelig tempo i utviklingen.

For å bidra til at de samlede nettkostnadene ikke øker mer enn nødvendig mener utvalget det er viktig at inntektsreguleringen er nøytral med hensyn til bruk av driftstiltak og nettinvesteringer. For sterke insentiver til å investere i nye nettanlegg vil øke risikoen for feilinvesteringer, og samtidig kunne bremse utviklingen av alternativer til nett og forbruksfleksibilitet.

Utvalget mener måling av nettselskapenes tidsbruk mellom klart definerte milepæler ved tilknytning vil være en mer presis måte å gi insentiver til å tilknytte kunder raskt, enn gjennom økte generelle investeringsinsentiver. Som anbefalt i kapittel 7.4.3, anbefaler utvalget at RME følger opp anbefalingene gitt i RME ekstern rapport nr. 4/2021 om kartlegging og anbefalt regulering av nettselskapenes tidsbruk ved tilknytning av nye kunder (EY, 2021).

Utvalget vurderer imidlertid at et aktuelt tiltak kan være å gi nettselskapene kostnadsdekning for tidlig utredning av nye regional- og transmisjonsnettanlegg, på samme måte som kostnader til forskning og utvikling (FoU) og kraftsystemutredninger holdes utenfor de sammenlignende analysene. Kunder skal fortsatt betale utredningskostnader og anleggsbidrag. Det kan ikke utelukkes at å gi nettselskapene kostnadsdekning for tidlige utredninger kan føre til at det gjennomføres noen flere utredninger av prosjekter som ikke realiseres. I så fall kan det gi noe økte kostnader for nettkundene. Utvalgets initielle vurdering er at de samlede kostnadene ved slike utredninger sannsynligvis er begrensede, samtidig som det kan bidra til å redusere gap i ledetid ved at nettløsninger utredes før faktisk etterspørsel er avklart. Utvalget legger videre til grunn at kostnader til tidlig utredning senere inngår i ev. anleggsbidrag dersom nettanleggene blir realisert. På distribusjonsnettnivå er ikke gap i ledetid en like uttalt problemstilling, og utvalget vurderer at kostnadsdekning for tidlig utredning ikke er nødvendig på dette nettnivået.

Dette forslaget medfører behov for endring i kontrollforskriften § 7-3 eller i metoden som benyttes for å beregne kostnadsnormene.

Utvalget anbefaler at nettselskapene gis kostnadsdekning for tidlig utredning av nye nettanlegg i regional- og transmisjonsnett for å bidra til å redusere gapet i ledetider mellom nett og forbruk.

4.5.4 Flere budområder eller nodepriser

Utvalget anbefaler at Statnett utreder flere budområder, innenfor rammene av dagens regelverk. Virkninger for markedet bør inngå i vurderingen.

Utvalget viser til at det også i kortere perioder kan gi en bedre utnyttelse av nettet at flaskehalser reflekteres i prisene. Det kan for eksempel ha stor merverdi i kalde, men korte, vinterperioder når nettkapasiteten er fullt ut utnyttet. Utvalget anbefaler at energimyndighetene undersøker handlingsrommet for, og virkningen av, at budområder også kan brukes for situasjoner med kortvarige flaskehalser.

4.6 Oppsummering av utvalgets anbefalinger

Utvalget mener prissignalene som benyttes i Norge i dag i store trekk er i tråd med samfunnsøkonomisk teori og balanserer hensyn til å sikre effektiv utnyttelse og utvikling av nett.

Utvalget anbefaler at det innføres et prissignal for kunder i regional- og transmisjonsnett som synliggjør at rett til å ta ut en gitt kapasitet har en verdi. Utvalget foreslår at dette gjøres ved at dagens effektledd i regional- og transmisjonsnettet basert på målt effekt omgjøres til en kombinasjon av målt effekt og abonnert effekt.

Utvalget anbefaler at det innføres en løpende kostnad for nye kunder som reserverer kapasitet i eksisterende nett i regional- og transmisjonsnettet. Prisen for den løpende kostnaden bør være lik som prisen eksisterende kunder betaler for rett til et gitt effektuttak, for ikke å diskriminere mellom nye og eksisterende kunder. Utvalget foreslår at dette løses ved at kunder som skal reservere kapasitet i eksisterende nett må tegne tilknytnings- og nettleieavtale for å reservere kapasiteten.

Innføring av effektbasert nettleie i distribusjonsnettet med tilstrekkelig stort effektelement for husholdning, hytter og mindre næring vil også være et viktig element for effektiv utnyttelse av eksisterende nett.

Utvalget mener prinsipielt sett at betaling for tilknytning bør være basert på faktiske kostnader, slik som i dag.

Utvalget mener kostnadsgrunnlaget for forpliktende tilbud om anleggsbidrag i regional- og transmisjonsnett i større grad bør baseres på erfaringstall og/eller anslagene som blir lagt til grunn i konsesjonsbehandlingen. Utvalget mener at anleggsbidraget bør etterberegnes for å sikre kostnadskontroll og for over tid å kunne forbedre kostnadsestimatene. Kundens endelige anleggsbidrag skal ikke overstige 115 pst. av tilbudet, slik som i dag.

Utvalget mener videre at fastsettelse av forholdsmessige andeler i regional- og transmisjonsnett er unødvendig komplisert, gitt formålet.

På denne bakgrunnen anbefaler utvalget at beregningen av det forpliktende tilbudet om anleggsbidrag gjøres enklere enn i dag, og at det gjøres forenklinger både i beregningen av kostnadsgrunnlag og av forholdsmessig andel. Utvalget bemerker samtidig at reglene for anleggsbidrag i regional- og transmisjonsnett er nye, og at det så langt er begrenset erfaring med praktiseringen av dem. Utvalget anbefaler derfor at RME tydeliggjør handlingsrommet for å forenkle beregningen av kostnadsgrunnlag og forholdsmessige andeler innenfor gjeldende regelverk.

Utvalget ser det ikke som formålstjenlig å innføre et nytt prissignal for å reservere kapasitet i framtidig nett, utover det kunden allerede må betale gjennom anleggsbidrag og betaling for nettutredning. Gitt at anleggsbidrag og betaling for nettutredning utgjør øvre ramme for kostnader, vil innføring av en reservasjonspris i tillegg til dette kun være en omfordeling i tid av de totale kostnadene kunden skal dekke.

Utvalget mener imidlertid det er svært viktig at kundene mottar tilbud om utredningsavtale og forpliktende tilbud om anleggsbidrag tidlig nok til å være beslutningsrelevant for kundene. Dette utbygger behovet for å forenkle beregningen av tilbud om anleggsbidrag, som anbefalt.

Utvalget mener det er viktig at inntektsreguleringen er nøytral med hensyn til bruk av driftstiltak og nettinvesteringer.

Reguleringsmodellen er godt egnet til å ivareta formålet om en effektiv utnyttelse og utvikling av nettet. Samtidig mener utvalget at RME må ha fokus på kontinuerlig videreutvikling av modellen for å sørge for at den i tilstrekkelig grad er tilpasset utviklingen i bransjen og samfunnets behov. Det er viktig at RME gis ressurser til å holde tilstrekkelig tempo i utvikling.

Utvalget anbefaler at nettselskapene gis kostnadsdekning for tidlig utredning av nye nettanlegg i regional- og transmisjonsnett for å bidra til å redusere gapet i ledetider mellom nett og forbruk. Utvalget legger videre til grunn at kostnader til tidlig utredning senere inngår i ev. anleggsbidrag dersom nettanleggene blir realisert.

Utvalget mener måling av nettselskapenes tidsbruk mellom klart definerte milepæler ved tilknytning vil være en mer presis måte å gi insentiver til å tilknytte kunder raskt, enn gjennom økte generelle investeringsinsentiver. Som anbefalt i kapittel 7.4.3, anbefaler utvalget at RME følger opp anbefalingene gitt i RME ekstern rapport nr. 4/2021 om kartlegging og anbefalt regulering av nettselskapenes tidsbruk ved tilknytning av nye kunder (EY, 2021).

Utvalget anbefaler at Statnett utreder flere budområder, innenfor rammene av dagens regelverk. Virkninger for markedet bør inngå i vurderingen.

Utvalget anbefaler at energimyndighetene undersøker handlingsrommet for, og virkningen av, at budområder også kan brukes for situasjoner med kortvarige flaskehalser.

Virkninger av utvalgets anbefalinger

Utvalget mener de foreslåtte tiltakene vil bidra til bedre utnyttelse av eksisterende nett og redusere usikkerhet rundt behovet for nytt nett.

Bruk av effektledd for nettleie i regional- og transmisjonsnett basert på både målt effekt og avtalt effekt vil synliggjøre i større grad enn i dag at kapasitet har en verdi. Kunder som har differanse mellom målt og avtalt effekt vil dermed gis et prissignal om verdien av denne kapasiteten. Kunder som ikke har betalingsvilje for å beholde ubrukt kapasitet gis dermed insentiv til å si fra seg kapasiteten slik at den kan benyttes av andre.

Innføringen av en tilsvarende pris for å reservere kapasitet vil redusere omfanget av kapasitet som reserveres uten å bli bestilt og tatt i bruk.

Forenklinger i fastsettelsen av kostnadsgrunnlag og forholdsmessige andeler for anleggsbidrag vil bidra til at kundene raskere får forpliktende tilbud om anleggsbidrag og at nettselskapene bruker mindre ressurser på å beregne anleggsbidrag. Dette vil være et viktig tiltak for å tidligere kunne avdekke at kunder har betalingsvillighet for tilknytning, noe som vil redusere usikkerheten i behov for nytt nett.

Utvalget mener videre at forslaget om tidlig utredning av nettanlegg i regional- og transmisjonsnettet vil bidra til å redusere gap i ledetid mellom nettutvikling og kundenes prosjekter. Selv om dette kan føre til at det gjennomføres noen flere utredninger av prosjekter som eventuelt ikke gjennomføres, vurderer utvalget de økte kostnadene ved dette til å være begrensete, ettersom det legges til grunn at kunder fortsatt skal betale utrednings- og anleggsbidragskostnader.

Flere budområder vil gjøre at begrensninger i overføringsnettet i større grad inngår ved prisdannelsen i kraftmarkedet, og vil føre til bedre utnyttelse av den eksisterende nettanlegg.