5 Nettplanlegging og usikkerhet rundt framtidig strømforbruk

Utvalget er i mandatet bedt om å se på hvordan den store usikkerheten knyttet til framtidig forbruksutvikling kan håndteres i nettselskapenes nettplanlegging for å sikre en mest mulig samfunnsøkonomisk riktig utvikling av overføringsnettet.

I dette kapittelet presenteres rammene for nettselskapenes nettplanlegging, ulike framskrivninger av framtidig kraftforbruk, dagens praksis for framskrivning av etterspørsel etter kapasitet i strømnettet, utnyttelsen av kapasiteten i eksisterende nett, ulike former for alternativer til å bygge nytt nett og planlagte endringer i rammene for nettplanlegging. Håndtering av usikkerhet i samfunnsøkonomiske analyser av nettanlegg, inkludert usikkerhet i framtidig forbruksutvikling, er omtalt i kapittel 6.4.

5.1 Dagens rammer for nettplanlegging

Det er utvikling i kraftbehov, kraftproduksjon og tilstanden i eksisterende strømnett i Norge som i stor grad driver behovet for nettinvesteringer. I tillegg kommer også handel med kraft mellom Norge og de landene det norske kraftsystemet er knyttet opp mot, samt utviklingen i kraftbehov og kraftforbruk i disse landene.

Den direkte reguleringen av leveringsplikt, tilknytningsplikt, leveringskvalitet og plikten til å holde anlegg i tilfredsstillende stand, insentivordningene rundt kundens kostnadsdekning (anleggsbidrag og nettleie) og inntektsreguleringen, bidrar til å drive nettutviklingen hos den enkelte netteier.

Nettinvesteringer må imidlertid også vurderes i et langsiktig perspektiv, da nettanlegg har lang levetid (40–90 år). Det er stor usikkerhet rundt hvordan samfunnsutviklingen vil være så langt fram i tid. Det er derfor viktig at nettet planlegges langsiktig, og at man vurderer behovet for større omlegginger i nettet, slik som overgang til annet spenningsnivå og annen struktur. Som beskrevet i kapittel 3 er det mange nettselskaper, både innenfor distribusjonsnett og regionalnett. Siden kraftnettet henger elektrisk sammen vil tiltak én netteier gjør i sitt nett kunne påvirke nettet til andre netteiere. Det er derfor behov for koordinering og samordning av nettutvikling på tvers av eiergrenser. Det er også viktig at nettselskapene har en god dialog med produsenter og forbrukere som er tilknyttet eller som ønsker tilknytning, for å planlegge nettet i tråd med forventet utvikling i forbruk og produksjon. Langsiktig nettplanlegging og koordinering mellom nettselskap er formalisert gjennom ordningen med kraftsystemutredninger (KSU). KSU er også et grunnlag i NVEs arbeid med vurdering av konsesjonssøknader for energianlegg, spesielt i konsesjonssøknader for kraftledninger.

Nettinvesteringer som utløses av nytt kraftforbruk er av flere grunner mer utfordrende å planlegge for enn investeringer som utløses av krafthandel, utvikling i kraftproduksjon og nettets tilstand. Dette er fordi nettselskapene på generelt grunnlag har mindre informasjon om realismen i nytt kraftforbruk, og utviklingen av kraftforbruk har som oftest kortere ledetid enn nettutvikling. Både ny krafthandel og de fleste typer ny kraftproduksjon har lignende ledetider som bygging av nettanlegg og krever i likhet med nettanlegg konsesjonsbehandling etter energiloven.1 Konsesjonsbehandlingen av ny kraftproduksjon eller krafthandel er i stor grad koordinert med behandlingen av nødvendige nettanlegg. Forbruk som sådan konsesjonsbehandles ikke.

Det er også mer utfordrende å planlegge for nettinvestering som utløses av utvikling i kraftforbruk nå enn det var for noen år tilbake. Dette henger sammen med at tidligere var det i stor grad jevn vekst i alminnelig forbruk, justert for ett og annet større nærings- eller industriforbruk, som drev investeringene. Framskrivning av effektetterspørsel har til nå derfor i store trekk kunne følge framskrivning av energibruk. De siste to–tre årene har det imidlertid vært en sterk vekst i antall henvendelser til nettselskapene om tilkobling av nytt stort punktforbruk til industri. Det er større usikkerhet forbundet med industrietableringer og hvor de til slutt vil etablere seg.

5.1.1 Kraftsystemutredninger

Kraftsystemutredninger (KSU) er innført for å bidra til en koordinert utvikling av kraftsystemet, skape en felles forståelse for behov for endringer i kraftsystemet og en samfunnsmessig rasjonell utbygging av regional- og transmisjonsnettet i Norge. KSU-ordningen og kravene til disse utredningene er beskrevet i forskrift om energiutredninger.2 Etter vedtak fra NVE er landet delt inn 17 regioner, hvor det er ett nettselskap3 per region som har ansvaret for å koordinere og utarbeide en kraftsystemutredning for regionalnettet. Statnett utarbeider KSU for transmisjonsnettet. De KSU-ansvarlige selskapene samler inn informasjon og koordinerer kraftsystemutredningen med de øvrige eierne av nettanlegg. Det er også et krav om at de KSU-ansvarlige skal involvere og informere kraftprodusenter, større kraftforbrukere, kommuner, fylkeskommuner og statsforvaltere i utredningsområdet. Utredningene oppsummeres i dag i to rapporter per utredningsområde, en grunnlagsrapport som er unntatt offentlighet på grunn av kraftsensitiv informasjon, og en som er offentlig tilgjengelig. Den offentlige rapporten skal være en oppsummering av grunnlagsrapporten, med vekt på informasjon som er av allmenn interesse. Rapportene har i dag en oppdateringsfrekvens på to år. Statnett har kalt sin offentlige versjon av kraftsystemutredningen for transmisjonsnettet for nettutviklingsplan (NUP).

Forskrift om energiutredninger stiller krav om at kraftsystemutredningene som minimum skal ha 20-års planleggingshorisont. Utredningene skal bygge på minst to scenarioer for mulige utviklinger i behov for overføringskapasitet i henholdsvis regional- og transmisjonsnettet. Ut fra de mulige utviklingene skal alle forventede investeringer beskrives og begrunnes. Det skal også gjøres en forenklet samfunnsøkonomisk vurdering av alle forventede investeringer og av alternative løsninger. Se for øvrig kapittel 5.7.1 og kapittel 5.7.2 hvor planlagte endringer i KSU-ordningen omtales.

5.1.2 Krav til innhold i konsesjonssøknader legger føringer for nettutredninger

Energiloven og energilovforskriften4 setter krav til utforming og innhold av konsesjonssøknader, jf. omtale i kapittel 10. NVE har i tillegg utarbeidet veiledere som spesifiserer disse kravene. I veilederen til utforming av søknader om anleggskonsesjon (NVE, 2020) gis det blant annet føringer om at begrunnelsen og behovet for anleggene tiltakshaver søker om, skal komme tydelig fram. Videre stilles det også krav til at søknaden skal inneholde beskrivelse av ulike systemløsninger, også kalt konsepter, som ivaretar det identifiserte behovet for tiltak. Eksempler på ulike alternative konsepter kan være om det er mulig med tiltak på andre nettnivå, tiltak andre steder i nettet eller om en ved tiltak i driften av nettet kan utnytte eksisterende nett bedre, for eksempel ved bruk av fleksibilitetsressurser. Alternativene luftledning eller jordkabel på samme strekket, A til B, regnes som samme konsept, men er eksempler på ulike løsningsvalg innenfor et valgt konsept. Valg av foretrukket og omsøkt konsept må begrunnes. Det må komme fram hvorfor dette er bedre enn de andre mulige konseptene. Samfunnsøkonomiske kostnader og nyttevirkninger av det omsøkte anlegget og andre vurderte alternativer, både konsepter og ev. alternative løsningsvalg innenfor valgt konsept, skal inngå i konsesjonssøknaden. Søknaden skal beskrive et nullalternativ som er referansen både det søkte tiltaket og andre alternativer skal sammenlignes med. Det er også gitt føringer for hvilke kost- og nyttevirkninger som skal prissettes. Samfunnsøkonomiske analyser av nettanlegg er videre omtalt i kapittel 6.

5.1.3 Strømnettet skal driftes alle timer i året

Overføring av strøm skiller seg fra nær alle andre transporttjenester ved at produksjon og forbruk av strøm må skje på samme tid. Nettet og nettdriften må planlegges for at det skal kunne driftes alle timer i året, også på mørke, kalde og vindstille dager.

Nettselskapenes leveringsplikt og krav til leveringskvalitet5 innebærer at som minimum skal alle kunder få levert den strømmen de har bedt om, med tilfredsstillende kvalitet, når nettet er intakt. For regional- og transmisjonsnettet planlegges det ofte for at nettet skal kunne driftes slik at alle kunder også får levert strøm med tilfredsstillende kvalitet i situasjoner der en av komponentene som forsyner et område er ute av drift, enten som følge av planlagt vedlikehold eller feil på komponenten. Dette kalles N-1-prinsippet. I noen områder planlegges nettet for en høyere leveringspålitelighet enn dette, for eksempel at nettdriften skal håndtere utfall av én komponent samtidig med at en annen komponent er koblet ut for planlagt vedlikehold. Dette kalles N-1-1. Dette kan for eksempel være tilfelle i områder som har høy grad av masket nett, hvor det er mange komponenter som påvirker den totale kapasiteten og det store deler av året er én av komponentene som er koblet ut på grunn av vedlikehold. Det gjøres også i tilfeller hvor det vil ta lang tid, uker og måneder, å gjenopprette strømforsyning hvis det skjer feil på en komponent. Det kan for eksempel være tilfelle for sjøkabler og transformatorer.

Strømnettet, og all kraftproduksjon og forbruk som er koblet til, omtales ofte som verdens største maskin. Dette henger sammen med at alle komponentene som er koblet sammen i et strømnett potensielt kan påvirke strømmen i hele det sammenhengende nettet. Kraftsystemet i Norge henger sammen med kraftsystemet i Finland, Sverige og deler av Danmark. I dag er dette nordiske kraftsystemet dimensjonert for å minimum håndtere momentan endring i forbruk eller produksjon på 1450 MW. Dette tilsvarer utfall av den største enkeltkomponenten i det nordiske kraftsystemet i dag, og de systemansvarlige har derfor mekanismer for å håndtere et slikt utfall. Feil som innebærer utfall av forbruk eller produksjon som er større enn dette kan potensielt få konsekvenser for hele Norden. De systemansvarlige har også ulike forberedte mekanismer for å håndtere dette. Til sammenligning er normal termisk kapasitet på en transmisjonsnettledning 2500–4000 MW.

Hva som er et optimalt pålitelighetsnivå for leveranse av strøm i et gitt nettområde vil være en avveiing av de samfunnsøkonomiske kostnadene med å øke påliteligheten og de samfunnsøkonomiske kostnadene ved avbrudd i strømforsyningen. Disse størrelsene vil være forskjellige fra nettområde til nettområde.

I forbindelse med langtidsplanlegging av nettet er det i Norge vanlig å bruke probabilistiske metoder for å vurdere optimal pålitelighet for et nettområde. Statnett har utviklet et eget simuleringsverktøy, kalt MONSTER, for å gjøre langsiktige probabilistiske pålitelighetsanalyser av kraftnettet (Statnett, 2018). I simuleringene tas det blant annet hensyn til at sannsynligheten for feil vil avhenge av værforhold.

I den kortsiktige planleggingen av driften av nettet er det i større grad deterministiske kriterier som benyttes, samt ulike varianter av N-1-prinsippet. For eksempel innebærer Statnetts driftspolicy for systemdriften at det ved intakt nett kan benyttes driftskoblinger og systemvern som gjør at feil på én komponent maksimalt gir bortfall av 500 MW forbruk i inntil 30 minutter. Driftspolicyen tar dermed hensyn til hva Statnett anser som akseptable avbrudd i strømforsyningen, men policyen legger ikke opp til at det skal gjøres en vurdering av sannsynligheten for at et slikt avbrudd inntreffer. Se boks 5.2 for nærmere informasjon om Statnetts driftspolicy.

5.2 Forventninger til framtidig strømforbruk

Utviklingen i nivået på og sammensetningen av framtidig energibruk, herunder bruk av elektrisitet, er usikker og henger tett sammen med utviklingen i norsk økonomi. Aktivitetsnivå i ulike sektorer, befolkningsvekst, teknologisk utvikling, priser på viktige innsatsfaktorer og konkurranseforholdet til utlandet er eksempler på faktorer som vil påvirke utviklingen. Politiske virkemidler, som for eksempel politikken for reduksjon av klimagassutslipp, er også viktige drivere. Alle kjente prognoser av framtidig kraftforbruk forventer at det vil komme en markant økning i kraftbehovet i Norge. Hvordan dette påvirker behovet for nytt nett, avhenger blant annet av hvor mye strøm som brukes samtidig, det vil si effektbehovet, og hvordan dette effektbehovet vil bli fordelt utover landet. Dette er faktorer som er utfordrende å analysere.

5.2.1 Elektrifisering og ny industri gir markant økning i kraftbehov

Det siste året har mange ulike aktører utarbeidet anslag på kraftbehovet framover, blant annet NVE, Statnett, LO og NHO, Prosess 21, DNV, se figur 5.1. Enkelte av anslagene tar utgangspunkt i hvor mye kraft som skal til for å oppnå et spesifikt mål. Andre anslag ser på utvikling i kraftforbruk med utgangspunkt i dagens virkemidler. Anslagene er dermed ikke direkte sammenlignbare. Anslagene illustrerer at det er stor usikkerhet og større usikkerhet jo lenger fram i tid en skal vurdere forbruksendringer.

Forstørr bilde

Kilde: SSB (2022), NVE (2021), Statnett (2020), Prosess 21 (2020), LO et. al (2020) og DNV (2021)

NVE har i sin langsiktige kraftmarkedsanalyse for 2021 lagt til grunn i sitt basisscenario at kraftbehovet vil vokse med 36 TWh fram mot 2040, fra 138 TWh i dag til 174 TWh i 2040 (NVE, 2021). I rapporten er det også beskrevet et høyt scenario på rundt 200 TWh i 2040. Statnett har i sin langsiktige kraftmarkedsanalyse fra 2020 laget scenarioer fram til 2050 (Statnett, 2020). I deres basisprognose for utvikling i forbruk legger de til grunn en økning til 184 TWh i 2040 og 190 TWh i 2050. Statnett har også skissert et høyt scenario hvor kraftbehovet øker til 220 TWh i 2050. Både Statnett og NVE har tatt utgangspunkt i kjente planer for store kraftforbrukere i sine scenarioer. Hovedforskjellen mellom NVEs og Statnetts scenarioer er at Statnett tar utgangspunkt i politisk vedtatte målsetninger om klimagassreduksjoner når de vurderer hvilke forbruksplaner de inkluderer i sine scenarioer, mens NVE tar utgangspunkt i modenhet på planene, dagens vedtatte virkemidler og eksisterende regelverk som for eksempel prising av utslipp gjennom kvotemarkedet og CO₂-avgiften, og regelverk for konsesjonsbehandling av ny produksjon. NVE har tatt hensyn til at regelverk for konsesjonsbehandling av ny produksjon på mellomlang sikt, mot 2030, indirekte påvirker hvor stor forbruksøkningen vil være i Norge.

Hvor mye nytt forbruk som blir realisert, vil avhenge av blant annet utbyggingen av nett og ny kraftproduksjon og av kraftprisene. For de fleste store kraftbrukere utgjør strømkostnadene en stor del av kostnadene for virksomheten. Dersom kraftprisene blir for høye, vil dette begrense forbruksutviklingen. I basisscenarioet i NVEs analyse anslår de at årlig gjennomsnittlig kraftpris i Norge vil være 50 øre/kWh i 2040, noe som er et høyere nivå enn det har vært historisk. NVE har også gjort en forenklet modellsimulering som viser at hvis kraftforbruket øker til 200 TWh i 2040, uten at produksjonen øker mer enn i basisscenarioet, vil dette isolert sett øke kraftprisene med ytterligere 10–13 øre/kWh i 2040 sammenliknet med basisscenarioet. Hvis det bygges ut mer kraftproduksjon enn det NVE har lagt til grunn i sitt basisscenario, vil kraftprisene bli lavere. Økt kraftutbygging kan slik bidra til å tilrettelegge for en sterkere forbruksvekst.

Selv om det er relativt stort utfallsrom mellom de ulike scenarioene for kraftbehovet, viser alle anslagene en vekst. De ulike analysemiljøene er også samstemte på at det er elektrifisering for å erstatte fossil energibruk og etablering av ny industri som driver veksten.

Figur 5.2 viser hvordan strømforbruket i Norge har utviklet seg fra 1960 til i dag, og hvordan NVE framskriver dette i sin basisbane. I framskrivningene er det forutsatt at det blir gjort energieffektiviseringstiltak, noe som gjør at forbruksveksten mot 2040 blir lavere enn den ellers ville ha vært. Dette er nærmere omtalt i kapittel 5.6.1.

Forstørr bilde

Kilde: SSB (2022) og NVE (2021)

5.2.2 Nettutviklingen drives av effektbehovet

I hvor stor grad det økte kraftbehovet fører til behov for nettinvesteringer avhenger som nevnt i innledningen av hvor mye strøm som brukes samtidig, det vil si effektbehovet, og hvordan dette effektbehovet er distribuert utover landet.

Tidligere var utviklingen i effektbehov i større grad drevet av utviklingen i strømforbruk hos husholdningskunder og næringsbygg, og i stor grad korrelert med befolkningsutviklingen i det enkelte punktet i nettet. Ved en slik utvikling kan scenarioer for framtidig effektbehov baseres på en lineær utvikling korrelert til befolkningsutvikling, justert for ett og annet kjent nytt industriforbruk.

Kartet i figur 5.3 er hentet fra Statnetts nettutviklingsplan 2021 (Statnett, 2021). Kartet viser oversikt over tilknytningssøknader, både produksjon og forbruk, Statnett har mottatt i perioden 2018 til høsten 2021. I 2020 og 2021 er 95 pst. av omsøkt volum forbruk. Størrelsen på forbruksplanene varierer fra under 5 MW til over 500 MW, der de fleste er i størrelsesorden 50–500 MW. Til sammenligning er Norges største forbrukspunkt i dag en industrikunde med last på 700 MW. Mange planer er lokalisert i de samme områdene, nært eksisterende industri og langt unna eksisterende produksjon. Omfanget av omsøkt volum indikerer et høyt aktivitetsnivå og er ikke en prognose på hvor mye nytt forbruk som vil bli realisert. Likevel illustrerer figur 5.3 at utviklingen i effektbehov ikke nødvendigvis følger en lineær utvikling som i stor grad er knyttet til befolkningsutviklingen, som tidligere.

Forstørr bilde

Kilde: Statnett (2021)

For å lage en prognose for totalt effektbehov i et gitt område gjør nettselskapene en vurdering av hvilke av de kjente planene som vil bli realisert og til hvilken tid. De gjør seg også en formening om forbruksprofilen til hver enkelt forbruksplan og hvordan denne varierer sammenlignet med profilen til eksisterende forbruk, og øvrige planer om nytt forbruk. Vurderinger av sammenlagringsfaktoren og samtidighetsfaktoren er da relevant, jf. boks 5.3.

Samtidighetsfaktoren er normalt høyest i distribusjonsnettet, gjerne med høye morgen- og ettermiddagstopper i områder med mye husholdningskunder. I et tilfelle med høy samtidighet av effektuttak vil to kunder med hver sin topplast på 1 MW, ha 2 MW som samlet topplast. Motsatt kan to kunder med 1 MW også ha en samlet topplast på 1 MW, fordi lasten ikke inntreffer samtidig. Dette er da et tilfelle med lav samtidighet. For eksisterende forbruk har nettselskapene gode målinger og kontroll på samtidighet og sammenlagring. For nytt forbruk kan det være mer utfordrende for nettselskapene å få informasjon om forbruksprofilen.

Den gjeldende forbruksrekorden per time i Norge ble satt i februar 2021, og er i overkant av 25 000 MW. I rapporten Norsk og Nordisk effektbalanse fram mot 2030 har NVE vurdert utviklingen i maksimalt effektbehov i Norge fram mot 2030 (NVE, 2022). Deres estimater viser at maksimalt effektbehov vil kunne øke fra 26 800 MW6 i 2021 til i størrelsesordenen 29 000–33 000 MW i 2030, avhengig av hvilket forbruksscenario de legger til grunn.

I Norge oppstår den høyeste effekttoppen på vinteren, og spesielt i nettområder med mange husholdningskunder kan det være stor variasjon i forbruket mellom dag og natt, og mellom vinter og sommer. Dette gjenspeiles i figur 5.4 som viser profilen til det totale effektbehovet i Oslo 29. januar 2021, samt maksimalt forbruk per døgn gjennom 2020 for Oslo og omegn.

Forstørr bilde

Til venstre: Samlet forbruksprofil for Oslo 29. januar 2021. Til høyre: Variasjon i maksimalt effektbehov gjennom 2020 for nettet til Elvia sør, tidligere Hafslund Nett.

Kilde: Elvia (e-post av 30. november 2021)

5.2.3 Estimering av etterspørsel etter nettkapasitet

Som beskrevet i kapittel 5.1.1 er det krav i forskrift om energiutredninger til at kraftsystemutredningene for regional- og transmisjonsnett skal ha minst to scenarioer for mulige utviklinger i behov for overføringskapasitet. Dette er for å synliggjøre usikkerheten i framtidig etterspørsel etter nett. Metoder for å håndtere usikkerhet i etterspørsel etter nett, og i samfunnsøkonomiske analyser, er videre omtalt i kapittel 6.4.

Per i dag er det ingen omforent metode på tvers av nettbransjen for å framskrive etterspørsel etter nettkapasitet, og spesielt etterspørsel knyttet til nytt forbruk. Dette gjør at det i hver enkelt konsesjonssak kan bli stilt spørsmål om metoden.

For prognosering av totalt effektbehov for et større område er det flere nettselskaper, deriblant Statnett, som benytter en metode der de kategoriserer planer om nytt forbruk fra planer de anser som mest sikre til planer som er mest usikre, og kommer fram til et forventet effektbehov ved en vektet sannsynlighet av alle planer. Denne metoden er brukt av Statnett i konseptvalgutredningen for Bergen og omland (Statnett, 2020). De kjente planene er kategorisert i fire kategorier, basert på hvor sannsynlig Statnett anser det er at forbruket blir realisert. Tabell 5.1 viser hvordan forbruksplaner for henholdsvis petroleum og annen industri har blitt vektet i forventningsscenarioet (middelscenarioet). I utredningen er det også tatt med et høyt og et lavt scenario. I høyt scenario er 100 pst. av alle kjente planer tatt med, mens i lavt scenario er kun de mest modne planene tatt med (kategori 1), men da med 100 pst. sannsynlighet.

I sin prosessledende uttalelse til konseptvalgutredningen for Bergen og omland støttet departementet en sannsynlighetsjustering av forbruksplaner som metode i utarbeidelsen av prognosene. De påpekte imidlertid også at metoden inneholder potensielle feilkilder, der Statnetts forbrukskategorier enten kan være gitt uriktig sannsynlighet, eller forbruk kan være plassert i feil kategori. Statnett understreker selv at det er utfordrende å utarbeide et scenario som reflekterer en forventningsverdi, og at det er stor usikkerhet i realiseringsgradene de har valgt.

Videre uttalte departementet at de mener Statnett bør jobbe med å utvikle og kvalitetssikre metodikken for sannsynlighetsvurdering av usikkert forbruk for videre å sikre at mest mulig realistiske vurderinger legges til grunn for nettutviklingen.

For prognoser og nettanalyser for mindre områder på lavere nettnivå, for eksempel forbruk tilknyttet i nettet under en regionalnettstasjon, vil det ofte være et fåtall (en til to) større punktforbruk som kan være aktuelle. I slike tilfeller har en mer binære optimeringsproblemer, og en må i større grad ta et valg om hele eller ingenting av hvert punktforbruk skal ligge inne i den enkelte prognose.

Økonomisk utvikling har betydning for etterspørsel etter nett

Som beskrevet i punkt 5 i vedlegg 1 kan ikke nettselskapene ta nettprisene til hjelp når de skal finne utviklingen i etterspørselen etter nett på lang sikt. I vedlegget beskrives det også, jf. punkt 2, at etterspørselen etter strømnett blir avledet av etterspørselen og tilbudet av kraft. I framskrivningen av forbruket (etterspørsel etter kraft) 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. Dette gir i stor grad en nedenfra og opp-tilnærming til framskrivningen 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 for 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.

5.3 Optimal utnyttelse av kapasitet i eksisterende nett

Etterspørselen etter kapasitet i nettet vurderes opp mot ledig kapasitet i eksisterende og planlagt framtidig nett, for å avgjøre behovet for nye nettanlegg. Ledig kapasitet i nettet er et relativt begrep, og avhenger av vurderinger knyttet til hva som er samfunnsøkonomisk optimal utnyttelse av nettet. Et strømnett kan i teorien utnyttes fullt ut innenfor de termiske grenseverdiene til komponentene i strømnettet. Hvis komponentene belastes høyere enn dette, risikeres det at komponentene smelter og blir defekte. Hva som er en samfunnsøkonomisk optimal utnyttelse av et strømnett, avhenger imidlertid av flere faktorer enn termiske grenseverdier. Ved overføring av strøm oppstår det et elektrisk tap, dette kalles nettap. Nettapet øker eksponentielt med strømmen som overføres. Når en dobler strømmen som overføres på en linje, vil nettapet firedobles. Det innebærer at en samfunnsøkonomisk optimal utnyttelse av nettet ofte vil være lavere enn at nettet store deler av året belastes opp mot de termiske grenseverdiene til komponentene. Dette er fordi kostnaden ved tapet som oftest vil bli høyere enn kostnaden ved å øke kapasiteten, hvis komponentene over tid belastes opp mot de termiske grenseverdiene.

En annen viktig faktor er vurderinger av hva som er optimal leveringspålitelighet i strømforsyningen, levert fra strømnettet, til ulike typer strømforbruk. Som beskrevet i kapittel 5.1.3 vil hva som er optimalt nivå på leveringspålitelighet variere fra nettområde til nettområde. KILE-ordningen, jf. kapittel 4.1.2, bidrar til at nettselskapene bygger og driver nettet med en samfunnsøkonomisk optimal leveringspålitelighet. Områder med et pålitelighetsnivå som tilfredsstiller N-1-prinsippet vil innebære at store deler av den termiske kapasiteten i nettet vil være ubenyttet det meste av tiden, fordi N-1-prinsippet tilsier at man maksimalt bruker 50 pst. av kapasiteten. Dette er illustrert i figur 5.5.

Den gule kurven viser varigheten av ulike nivåer for effektoverføring på to eller flere kraftledninger til et område gjennom et år. I en relativt liten del av året er effektoverføringen markant høyere enn resten av året. Den øverste oransje horisontale linjen indikerer hvor mye kraftledningene fysisk kan håndtere (N-0), og de øvrige horisontale linjene (mørke- og lyseblå) indikerer en forenklet illustrasjon av overføringskapasiteten hensyntatt ulike nivåer for pålitelighet. I realiteten vil imidlertid de ulike nivåene for overføringskapasitet avhenge av flere forhold og variere gjennom året. I illustrasjonen er det deler av året hvor overføringen (den gule kurven) er høyere enn overføringskapasiteten som hensyntar fortsatt strømforsyning ved én feil i nettet N-1, lyseblå linje. Dette kan være rasjonelt gitt at det er et tilsvarende volum forbruk som kan håndtere å være uten strømforsyning til feilen er rettet uten for store kostnader.

Arealet mellom de horisontale linjene og den gule kurven indikerer uutnyttet kapasitet i nettet gitt de ulike nivåene for pålitelighet i strømforsyningen.

I et nettplanleggingsperspektiv vil sammenlagring av forbruk og samtidighetsfaktoren bestemme hvor stor belastning strømnettet må håndtere, se boks 5.3. Nettet dimensjoneres etter hva som er den maksimale effektbelastningen, selv om denne belastningen kun inntreffer i enkelte timer i året. Brukstiden til et strømnett, se boks 5.3, indikerer hvor høyt nettet er utnyttet. Jo høyere brukstid, jo høyere blir kapasiteten utnyttet. En kombinasjon av lav brukstid og høy samtidighetsfaktor indikerer stor nytte av å flytte eller redusere forbruk fra timene med høyest belastning. Se kapittel 5.4 for omtale av alternativer til nettutbygging og hva som kan bidra til å redusere toppbelastningen.

Dette er også illustrert i figur 5.5.

Forstørr bilde

5.4 Alternativer til nettutbygging og dagens krav til utredning

Tiden det tar å realisere elektrifiseringsprosjekter og etablering av ny næring er i mange tilfeller kortere enn tiden det tar å bygge nett. Å bygge nett koster, og gir blant annet naturinngrep. Optimal utnyttelse av eksisterende infrastruktur bør derfor etterstrebes, før nytt strømnett bygges.

5.4.1 Alternativer til nettutbygging

Som beskrevet i kapittel 5.2.2 må hver enkelt komponent i strømnettet dimensjoneres for å kunne overføre den strømmen en forventer i timene av året med høyest overføringsbehov. Hvilket tidspunkt det er høyest overføringsbehov kan variere fra komponent til komponent, og avhenger av hvilken type strømforbruk og strømproduksjon som er tilkoblet, samt temperatur og værforhold der forbruket og produksjonen er lokalisert. Ved å gjøre tiltak som reduserer det maksimale overføringsbehovet (effekt), kan kapasiteten i nettet og komponentene utnyttes bedre og investeringer i nett kan utsettes eller unngås. Omlegging til andre energibærere enn strøm, distribuert kraftproduksjon og lagring, energieffektivisering og utjevning av overføringsbehovet gjennom bruk av fleksible ressurser, er alle eksempler på tiltak som kan redusere det maksimale overføringsbehovet og dermed bidra til å utsette eller unngå nettinvesteringer. Energiomlegging, distribuert produksjon og energieffektivisering, videre omtalt i kapittel 5.6, er tiltak som i stor grad er utenfor nettselskapenes kontroll, mens bruk av fleksible ressurser er tiltak som nettselskapet i større grad har innvirkning på selv, jf. omtale i kapittel 5.5.

5.4.2 Krav til å vurdere forbruksfleksibilitet i kraftsystemutredningene

NVE har i forskrift om energiutredninger stilt krav til at kraftsystemutredningene skal inneholde en vurdering av forbruksfleksibilitet og utvikling av andre energibærere enn elektrisitet i utredningsområdet. NVEs forventninger til disse vurderingene er utdypet i veiledningen til forskriften (NVE, 2022). Veilederen ble sist oppdatert februar 2022. Her er det beskrevet at NVE forventer at det gjøres en beskrivelse av hvilket kjent potensial for forbruksfleksibilitet som finnes i utredningsområdet, sammen med en overordnet beskrivelse av hvilke virkninger dette har og kan forventes å få i nettplanleggingen. Potensialet for forbruksfleksibilitet og ikke-elektriske energibærere kan tas med i et scenario for utvikling av behov for overføringskapasitet. Dette er imidlertid ikke et krav. Videre går det fram av veiledningen at NVE mener større anlegg og sluttbrukertiltak av betydning bør framkomme i en egen oversikt i kraftsystemutredningen. Dette gjelder spesielt fjernvarmeutbygginger.

For investeringer der forbruksøkning eller forsyningssikkerhet er utløsende årsak, ber NVE i veiledningen om at det oppgis noe mer bakgrunnsinformasjon. Dette inkluderer:

• Å lage en oversikt over makslasten i nettområdet knyttet til tiltaket, fordelt etter kundegrupper. Hvor ofte effekttoppene inntreffer og varigheten av disse bør også kommenteres.

• Hvor mye effektbehovet må reduseres eller flyttes for å kunne utsette investeringen eller fjerne behovet for investeringen.

• Gjøre en vurdering av om forbrukerfleksibilitet kan være et virkemiddel for å utsette eller fjerne behovet for nettinvesteringen. Vurderingen av forbrukerfleksibilitet bør ta utgangspunkt i kundegruppene under tiltaket.

5.5 Fleksible ressurser som alternativ til nett

For noen typer begrensninger i nettet, som ved kortvarige overbelastninger, kan bruk av fleksibilitetsressurser være et godt alternativ til utbygging av nytt nett. I andre tilfeller, for eksempel der overbelastningene varer over lengre tid slik at det vil kreve stor reduksjon i forbruket eller store mengder lagringskapasitet for å bøte på problemet, vil utbygging av nett som oftest være den beste løsningen. Fleksibilitet i strømnettet kan være mange ting. Det kan for eksempel være forbruksfleksibilitet, produsentfleksibilitet, energilagring eller fleksibilitet i form av samspill mellom kraft- og varmesektoren. Forskningssenteret CINELDI opererer med følgende definisjon:

«Fleksibilitet er evne og vilje til å modifisere produksjons- og/eller forbruksmønster, på et individuelt eller aggregert nivå, ofte som en reaksjon på et eksternt signal, for å kunne tilby en tjeneste til kraftsystemet eller opprettholde stabil nettdrift.»

Kilde: Kjølle, 2021

5.5.1 Det er et uutnyttet potensial for fleksible ressurser

I dagens nett er det fleksibilitet på produksjonssiden som er mest brukt. I Norge gjøres dette gjennom balansemarkedene, og skjer ved at regulerbar vannkraft justeres opp eller ned for å flytte produksjon mellom ulike steder i nettet for på den måten å redusere flaskehalser i nettet og balansere kraftsystemet. I dag er det få og store forbruksaktører som tilbyr fleksibilitet, men framover blir det viktig at også mindre forbruksaktører får bidra.

NVE har i ett av sine faktaark sett nærmere på potensialet for fleksibilitet blant norske strømkunder (NVE, 2020). Det finnes flere studier som kartlegger potensialet for forbruksfleksibilitet i Norge. I en samlet oversikt av studiene konkluderer man med at det er mulig å oppnå en lastreduksjon på mellom 2000 og 5900 MW i topplasttime. (Söder et al., 2018). Dette tilsvarer mellom 8 og 24 pst. av makslasten i Norge. Det store spennet kommer av ulike anslag i ulike studier, samt at potensialet avhenger av varighet på lastreduksjonen. De største potensialene for fleksibilitet kommer fra ny industri, fra elektriske kjøretøy og fra elektrisk oppvarming av rom og tappevann hos husholdninger og yrkesbygg.

Det er i dag flere barrierer for å utløse mer fleksibilitet fra forbrukssiden og det er stor usikkerhet rundt hvor stor andel av forbruket som vil være fleksibelt i årene som kommer. NVE har i rapporten Norsk og Nordisk effektbalanse mot 2030 laget et utfallsrom for fleksibilitet fram mot 2030 (NVE, 2022), blant annet basert på Söder et al. (2018). Det har blitt satt opp tre ulike scenarioer for hvor mye fleksibilitet det kan være mulig å benytte i 2021, 2025 og 2030 – lav fleks, middels fleks og høy fleks. Med forbruksfleksibilitet her menes mulig nedjustering i forbruk innenfor én time (GWh/h). Tidsaspektet er en annen viktig dimensjon når det gjelder forbruksfleksibilitet. Hvor raskt, hvor lenge og hvor hyppig en last kan være fleksibel vil variere mellom ulike tilbydere av fleksibilitet og ha mye å si for nytten sett opp mot nettinvesteringer og i balansering av frekvensen i kraftsystemet. Figur 5.6 viser utfallsrommet for de tre fleksibilitetsscenarioene for 2021, 2025 og 2030, gitt NVEs basisbane for forbruksutvikling. Utfallsrommet er beregnet for timen i året med det høyeste effektbehovet. NVE påpeker at de ikke har grunnlag for å si om det ene scenarioet er mer sannsynlig enn et annet. I scenarioet med lav fleksibilitet er det kun fleksibelt forbruk man i dag ser i opsjonsmarkedet for regulerkraft (RKOM), som er tilgjengelig. Dersom man ikke får utløst mer fleksibilitet i bygg- og transportsektoren, og ny industri viser seg lite villig til å tilby fleksibilitet, peker rapporten på at man kan ende opp med tilnærmet tilsvarende fleksible volumer som man har i dag.

Forstørr bilde

Basert på NVEs basisbane for forbruk fra langsiktig markedsanalyse 2021.

Kilde: NVE (2022)

Tilsvarende effektscenarioer har også blitt utarbeidet for hvert budområde i årene 2021, 2025 og 2030. Figur 5.7 viser utfallsrommet for fleksibelt effektforbruk innenfor hvert av de fem budområdene for scenarioet med høy grad av forbruksfleksibilitet. Som vist i figuren er det relativt stor forskjell mellom budområdene i hvor stor andel av forbruket som antas å være fleksibelt i det høye scenarioet. Dette skyldes ulik sammensetning av forbruksgrupper i de ulike budområdene. I scenarioene er det lagt til grunn at eksisterende kraftkrevende industri har lite ny fleksibilitet å tilby utover de volumene som de i dag tilbyr i opsjonsmarkedet for regulerkraft (RKOM). Videre er det lagt til grunn at de største volumene av ny fleksibilitet er knyttet til fleksibilitet hos husholdninger og yrkesbygg. NVE peker på at det er høy usikkerhet knyttet til disse fleksibilitetsanslagene (NVE, 2022).

Forstørr bilde

Kilde: NVE (2022)

5.5.2 Barrierer for økt forbruksfleksibilitet

Nettselskapene, spesielt på lavere nettnivå, har i dag begrenset erfaring med bruk av fleksibilitet fra forbrukssiden i drifts- og nettplanlegging. Bedre observerbarhet av strømnettets tilstand i sanntid gjennom mer sensorikk og digital informasjonsutveksling, muligheter for å koble ut eller flytte forbruk med fjernstyring, utvikling av forskjellige prisinsentiver for sluttbrukere, nye markedsløsninger og gode muligheter til uttesting, kan bidra til at anvendelse av fleksibilitet fra forbrukssiden som driftstiltak blir et kostnadseffektivt alternativ til nettutbygging eller -forsterkning. Energi Norge og FME CINELDI har intervjuet sju norske nettselskap for å finne ut hva de mener skal til for en mer utstrakt bruk av fleksibilitet i Norge i dag (Høiem, Mathiesen, Sperstad, & Sæle, 2021). Her pekes det på mange av de samme barrierene som er nevnt og utdypet i dette kapittelet. I tillegg hevder nettselskapene at dagens innretning på inntektsrammen er en barriere.

Det bygges for tiden mye kompetanse ved uttesting av hvordan anskaffelse og bruk av fleksibilitet kan fungere i praksis, og det er flere ulike initiativ og pilotprosjekter innen temaet, finansiert av Enova, Forskningsrådet og FoU-ordningen i nettselskapenes inntektsregulering. RME og Enova har også etablert følgeforskning for å vurdere samfunnsøkonomisk lønnsomhet og avdekke ev. behov for endringer i reguleringen.

Se eksempel på dette i boks 5.6 om prosjektet NorFlex.

Kultur, arbeidsprosesser og kunnskap hos nettselskapene

I Høiem et al. (2021) pekes det på at arbeidsprosesser og tankesett hos mange nettselskap fortsatt er tilpasset tradisjonelle nettinvesteringer med høy forutsigbarhet, mens ev. tilgjengelige fleksibilitetsressurser blir betraktet som reserver for å kunne håndtere svært sjeldne feil. I rapporten kommer det også fram at drifts- og planmiljøene ofte kan se at en investering er nødvendig på sikt og dermed framskynde investeringen for å løse mindre utfordringer som ellers kunne vært løst med fleksibilitet og utsatt investering. Videre pekes det i rapporten på at nettselskap som har erfaring gjennom piloter, der også nøkkelpersonell fra drift og plan har deltatt, virker å være mer aktive når det gjelder å vurdere fleksibilitet.

I tillegg til barrierer knyttet til kultur og arbeidsprosesser viser intervjuene i Høiem et al. (2021) at de fleste nettselskapene ønsker seg mer kapasitet og kompetanse til å gjennomføre kartlegging av nettutfordringer med tanke på fleksibilitet og til å vite hvilke fleksibilitetsressurser de kan se etter. Forfatterne av rapporten anbefaler at nettselskapene kartlegger egne nettutfordringer og identifiserer hvilke som kan løses med fleksibilitet. De peker også på at kartlegging av kunder og eget behov for fleksibilitet kan inngå som en del av, eller som en forlengelse, av regionale kraftsystemutredninger.

Høiem et al. (2021) anbefaler også at det utarbeides felles retningslinjer til nettselskaper for kartlegging av fleksibilitetsressurser. Det pekes på at dette kan legge grunnlag for standardisering som igjen gir grunnlag for kjøp/salg av fleksibilitet på tvers av nettområder.

Adferd og holdninger hos forbrukere

Selv om fleksibilitet fra forbrukssiden utvikler seg til å bli et mulig kostnadseffektivt alternativ til å bygge nett, vil graden av tilgang på fleksible ressurser i stor grad være avhengig av adferd og holdninger hos brukerne av strøm. En viktig barriere for mange forbrukere er lav kunnskap og interesse for egen strømbruk, og generelt lav motivasjon til å endre forbruksmønsteret sitt. Dette gjelder spesielt for husholdningskunder og små næringskunder. Større næringskunder og industriaktører kan ha en mer profesjonell tilnærming til energikostnader. Selv om forbruksstyring kan utføres uten at det går utover komfort eller apparatenes funksjon, kan likevel enkelte være skeptiske til å oppgi kontroll over forbruket eller føle seg overvåket. Det er viktig at forbrukere ser verdien av å endre forbruksmønsteret de har. Økonomisk motivasjon kan være sentralt, men miljøhensyn som følger av effektiv utnyttelse av dagens nett og mindre behov for ny utbygging, kan også være en viktig driver for mange.

Norwegian Centre for Energy Transition Strategies – NTRANS er et nasjonalt forskningssenter for miljøvennlig energi som forsker på utvikling av miljøvennlig energi fra et samfunnsvitenskapelig perspektiv, og i samspill mellom teknologi og samfunn. Innenfor forskningsområdet dyp avkarbonisering og vid samfunnsendring har de blant annet gjennomgått en rekke piloter rundt fleksibilitet fra forbrukssiden. I presentasjon for utvalget peker NTRANS på at deres gjennomgang av pilotene indikerer at tilgjengeliggjøring av informasjon om kundens strømbruk og prissignaler som reflekterer etterspørselen etter fleksibilitet, ikke vil være tilstrekkelig for at mange husholdninger skal endre forbruksmønster (Skjølsvold, 2022). Flere har derfor satt sin lit til at automatisering og aggregering av fleksibelt forbruk kan bidra til å utløse potensialene for fleksibilitet hos husholdninger. I Adams et al. (2021) pekes det på at hvorvidt husholdninger vil ta i bruk automatiserte løsninger for styring av strømforbruk, vil avhenge av deres motivasjon, interesser og verdier. NTRANS har i sin gjennomgang av piloter funnet at denne typen sosiale aspekter i liten grad har vært inkludert i pilotene som er studert (Skjølsvold, 2022). De peker også på et stort potensial for nye typer eksperimentering med utgangspunkt i andre hypoteser enn de som handler om for eksempel priselastisitet. Videre peker de på at utfordringen ikke bare er å få kunder til å respondere, men å utforme kollektive institusjoner som gjør at ressursene blir forvaltet på en best mulig måte. I dette ligger det å produsere nye roller i systemet, utvikle nye prinsipper, og å utforme formelle og uformelle «regler» for hvordan ulike aktører samhandler.

Gode prissignaler er viktig

Fleksibilitet på forbrukssiden kan fremmes på to ulike måter avhengig av hvor prissignalene kommer fra: implisitt fleksibilitet eller eksplisitt fleksibilitet. I tillegg bør det skilles mellom to ulike typer tilbydere av fleksibilitet: industri- og næringskunder og husholdnings- og små næringskunder.

Implisitt fleksibilitet er en tilpasning av forbruket som respons på priser. Sluttbrukere kan for eksempel reagere på dynamiske nettariffer (effekttariffer), energimarkedspriser eller ubalansepriser. Effekttariffer er omtalt i kapittel 4.2. Sluttkundens motivasjon for å bidra med implisitt fleksibilitet er å redusere sine strømutgifter. Det kan være sluttbrukeren selv som manuelt tilpasser sitt forbruk eller en tjenesteyter som bruker energistyringssystemer eller andre automatiserte løsninger for å koble ut laster på vegne av sluttbrukeren når prisene på kraft og nett skulle tilsi det.

Eksplisitt fleksibilitet er en endring av energiposisjonen som selges i form av et eksplisitt produkt i energimarkedene eller i form av en system- eller nettjeneste til systemoperatørene. Det vil si at sluttbrukeren reagerer på priser som en etterspørrer i kraftmarkedene er villig til å betale for fleksibilitet. Formålet er å øke andelen av fleksible ressurser i energi- og reservemarkedene, noe som vil bidra til økt konkurranse og dermed en mer effektiv systemdrift og energihandel. Motivasjonen for sluttkunden for å tilby eksplisitt fleksibilitet er å oppnå økt inntjening. Det kan være sluttbrukeren selv (typisk store industri- og næringskunder) som legger inn bud i kraftmarkedene, eller en tjenesteyter som styrer sluttbrukerens forbruks- eller produksjonsenheter og legger inn bud i kraftmarkedene på vegne av sluttbrukeren.

En slik tjenesteyter for eksplisitt fleksibilitet kan være en aggregator. En aggregator fungerer i praksis som et mellomledd mellom kjøperen ogtilbyderen av fleksibilitet. Det vil si at aggregatoren opererer på vegne av sine kunder i kraftmarkedene og sluttbrukeren slipper dermed å opptre selv som markedsaktør og å inngå avtaler med for eksempel systemoperatørene. En aggregator vil også kunne samle opp små mengder fleksibilitet fra ulike sluttbrukere og sammenstille dem til et felles bud. Ved bruk av slike «kombinerte bud» vil enkelte tekniske krav for deltakelse i kraftmarkedene kunne oppfylles (for eksempel krav til minimum budkvantum) og dermed øke tilgangen til fleksible ressurser. Aggregering er derfor et viktig virkemiddel for å muliggjøre at husholdningskunder og små næringskunder kan tilby sin fleksibilitet til markedene og systemoperatørene.

Fra bilaterale avtaler til nye markedsløsninger

På kort sikt, det vil si de nærmeste fem årene, er det trolig fleksibilitetsressurser hos større nærings- og industrikunder som lettest kan utnyttes i større grad enn i dag. Det er fordi dette er en mindre, og mer oversiktlig gruppe sluttbrukere som nettselskapene lettere kan inngå bilaterale avtaler med. Et viktig virkemiddel for dette er tilknytning av ny næring og industri på vilkår om utkobling eller redusert forsyning, se kapittel 7.1.2 for beskrivelse av denne ordningen. Et annet virkemiddel er muligheten nettselskapene har for å inngå bilaterale avtaler med eksisterende kunder dersom nettselskapet har relevante nettmessige behov for utkoblbar reserve, og å tilby nettariffer for fleksibelt forbruk, utkoblbar tariff.7 Avtaler om utkoblbar tariff med eksisterende kunder vil gi noe mindre forutsigbarhet for nettselskapet, enn avtaler med nye kunder om tilknytning på vilkår. Eksisterende kunder kan si opp en avtale om utkoblbar tariff og fortsatt ha rett til tilknytning på normale vilkår, mens en kunde som er tilknyttet på vilkår om utkobling eller redusert forsyning ikke har rett på tilknytning på normale vilkår med mindre nettkapasiteten økes og kunden betaler tilhørende anleggsbidrag for dette. På den andre siden vil imidlertid denne typen avtaler fjerne noe potensielle volum fra eventuelle fleksibilitetsmarkeder. Det er ventet at det på sikt vil bli mer attraktivt for flere industri- og næringskunder enn i dag å bli tilbudt eksplisitt fleksibilitet i kraftmarkedene og til systemoperatørene, særlig dersom markedsprisene øker. I distribusjonsnettet forutsetter dette imidlertid opprettelsen av markedsplattformer for salg og kjøp av eksplisitt fleksibilitet. I tillegg kan det også være behov for å justere reglene for deltakelse i regulerkraftmarkedet, som for eksempel krav til prekvalifisering, minste budstørrelse eller mulighet til å samle opp små mengder fleksibilitet fra flere ulike forbruksenheter (aggregering).

Selv om aggregering er et viktig virkemiddel for å fremme deltakelse fra særlig små husholdnings- og næringskunder i kraftmarkedene, er det per i dag kun et begrenset antall aktører som tilbyr aggregeringstjenester. Videre er det også enkelte tekniske barrierer for å kombinere laster og legge inn felles bud. I tillegg kan det være usikkerhet hos nettselskapene rundt hvorvidt de fleksible ressursene er tilgjengelige når de trengs, noe som kan føre til at nettforsterkning velges for å fjerne risikoen. Det er likevel en økende interesse blant både nettselskap, systemansvarlige og markedsaktørene for å teste ut bruk av eksplisitt fleksibilitet og nye markedsbaserte løsninger for anskaffelse av fleksibilitet. Det pågår nå også diskusjoner på både nasjonalt, nordisk og europeisk nivå om hvordan det regulatoriske rammeverket bør tilpasses for å legge til rette for at flere sluttbrukere kan tilby sin fleksibilitet.

Standardisering, automatisering og digitalisering viktig for å utløse potensial

En annen viktig forutsetning for at fleksibilitet fra forbruk kan utnyttes i stort monn, er at det legges til rette for digital samhandling på tvers av IKT-systemer innad i hvert nettselskap og mellom nettselskapene. Dette handler i stor grad om standardisering og å skape et felles språk for den informasjonen som skal utveksles. Olje- og energidepartementet har bedt RME om å videreføre arbeidet med digital samhandling i kraftsektoren der det skal etableres en styringsmodell for bransjen, og utarbeides et veikart for digital samhandling. Se boks 5.7 for nærmere omtale av dette arbeidet.

Alle selskapene som deltok i kartleggingen i Høiem et al. (2021), pekte på IKT-systemer, eller mangel på slike, som en av de viktigste barrierene mot å ta i bruk fleksibilitet i nettplanlegging og drift. Rapporten peker på et behov for å koble sammen informasjon fra driftssentral og fra nettplanlegging. Dette gjelder både plattformer for at nettplanleggere skal kunne hente ut og analysere eller visualisere data fra driftssystemer, og plattformer for at driftsoperatører skal kunne ha tilgang til informasjon om tilgjengelige fleksibilitetsressurser.

5.6 Energieffektivisering, energiomlegging og distribuert produksjon og lagring kan frigjøre kapasitet i strømnettet

5.6.1 Energieffektivisering

Som beskrevet i kapittel 5.2.2 og 5.4 må kraftsystemet ha tilstrekkelig kapasitet (effekt) til å levere etterspurt energi i topplasttimen den aller kaldeste dagen i året. Siden bruken av elektrisitet varierer betydelig over året i alminnelig forsyning, jf. figur 5.4, vil energieffektivisering som bidrar til å redusere topplast kunne bidra til å utsette eller unngå investeringer i nettanlegg. Energieffektivisering som gir redusert topplast, gir dermed høyere samfunnsmessig verdi enn for eksempel tiltak som bidrar til strømsparing på sommeren. Redusert kraftforbruk utenom topplastperiodene bidrar imidlertid ikke til å redusere behovet for nytt nett (arealet under den gule varighetskurven i figur 5.5).

Noen former for energieffektivisering kan også gi økt topplast og redusert fleksibilitet i kraftsystemet. Et eksempel er redusert nattetemperatur i bygninger som reduserer energiforbruket, men øker topplasten i kraftsystemet på morgenen. I perioder med press i nettet kan dette være uheldig fordi det, alt annet likt, kan stenge ute nytt forbruk eller gi press for å forsterke nettet. I perioder hvor det ikke er knapp kapasitet i nettet (eller i kraftproduksjon), vil nattsenking være gunstig siden man sparer energi. Dette viser at energieffektivisering må vurderes ut fra systemvirkningen. Innføring av tariffer med effektledd, jf. kapittel 4.5.1 er relevant i denne sammenhengen.

Den frigjorte nettkapasiteten som energieffektiviseringen kan medføre, vil imidlertid nødvendigvis ikke kunne tildeles til andre kunder umiddelbart. For at nettselskapet kan tildele den frigjorte kapasiteten til andre kunder, trenger nettselskapene sikkerhet for at kapasiteten faktisk er frigjort, enten i form av at kunden avtaler et lavere effektuttak, eller at nettselskapet over tid ser at uttaket har gått ned. Prissignaler for å prise ubrukt kapasitet i regional- og transmisjonsnett er nærmere omtalt i kapittel 4.5.1.

I forbindelse med behandlingen av Meld. St. 25 (2015–2016) Kraft til endring – Energipolitikken mot 2030, jf. Innst. 401 S (2015–2016), vedtok Stortinget følgende den 13. juni 2016: «Stortinget ber regjeringen fastsette et mål om 10 TWh redusert energibruk i eksisterende bygg sammenlignet med dagens nivå».

Analyser gjort av NVE viser at det fortsatt er betydelig potensial for effektivisering, særlig i bygningsmassen (NVE, 2022). Rundt 50 pst. av strømmen som brukes i dag går til bygg, det vil si boliger, yrkesbygg og hytter. Store deler av denne strømmen går til oppvarming. Siden oppvarmingsbehovet er størst om vinteren vil tiltak som reduserer oppvarmingsbehovet i bygg også bidra til å redusere overføringsbehovet og belastningen i strømnettet når den er som høyest.

NVE har i sin langsiktige kraftmarkedsanalyse for 2021 antatt at energieffektiviseringstiltak reduserer strømforbruket i norske bygg med omtrent 8 TWh i 2040 fra 2021. Effektiviseringstiltakene inkluderte reduksjon av energibehov til romoppvarming og effektivisering av belysning og apparater. Potensialet for energieffektivisering er imidlertid større enn det som ligger inne i NVEs basisbane. NVE har anslått at det er et lønnsomt energieffektiviseringspotensial i dagens bygningsmasse på rundt 13 TWh, gitt en sluttbrukerpris (kraft og nettleie) på 1 krone/kWh (NVE, 2022). Store deler av dette potensialet er knyttet til næringsbygg. I basisbanen legger NVE imidlertid ikke til grunn at alle lønnsomme tiltak blir gjennomført. Dette skyldes at det er andre barrierer for gjennomføring av energieffektivisering. Selv om tiltaket kan betale seg tilbake over levetiden, kan energieffektivisering være forbundet med en høy investeringskostnad, etterfulgt av en innsparing over lengre tid. Videre er ikke eier av bygget nødvendigvis den samme som leietaker som betaler strømregningen. Forbrukerne kan også mangle informasjon, eller ha andre preferanser for sin ressursbruk.

I tillegg til bygningsmassen kan det også ligge noe energieffektiviseringspotensiale i industrien, noe som ikke er inkludert i NVEs langsiktige kraftmarkedsanalyse. Energieffektivisering i denne sektoren kan også bidra til å redusere effekttoppen. Videre innebærer elektrifiseringstiltak for å redusere bruken av fossilt brensel og drivstoff også betydelig energieffektivisering, selv om utslippsreduksjon er hovedformålet. Dette medfører imidlertid økt etterspørsel etter strøm og effekt, og mulig økning i behov for nettinvesteringer hvis strømbruken foregår på tidspunkt som er ugunstig for utnyttelsen av kapasiteten i strømnettet.

Det finnes i dag flere virkemidler for energieffektivisering, rettet mot ulike sektorer og aktører.

• Byggteknisk forskrift (TEK17) gir energikrav til nybygg, og påvirker utforming og energibruken til nye bygg. TEK vil også gjelde ved omfattende rehabilitering av bygg, men samtidig gjøres det veldig mye rehabilitering som er under terskelen for når TEK blir gjeldende. Denne delen av rehabilitering i eksisterende bygningsmasse er dermed ikke gjenstand for energikrav.

• Energimerkeordningen for energimerking av bygg stiller krav til regelmessig energimerking av eksisterende bygg, og energimerking av nybygg og av bygg som omsettes. I tillegg er det krav til energivurdering av tekniske anlegg i bygget (kjeler, vifter, mv.). Energimerket følges dessuten av en tiltaksliste, som peker på tiltak som kan forbedre byggets energitilstand. Ikke alle bygg merkes i henhold til plikten, og det er dessuten varierende i hvilken grad tiltakslisten følges opp.

• Enovas virkemidler er rettet mot senfase teknologiutvikling og tidlig markedsutvikling av nye løsninger som skal bidra til å nå Norges klimaforpliktelser og bidra til omstillingen til lavutslippssamfunnet. Enova skal ta hensyn til et effektivt energisystem. Fleksibel og effektiv bruk av energi er derfor fortsatt viktig.

• Norge har vedtatt å implementere EUs energieffektiviseringsdirektiv av 2012. I dette direktivet ligger virkemidler som per i dag ikke er implementert i Norge, men som heller ikke er pliktig.

• Oljefyring er faset ut i bygg siden 2017/2018. Dette har medført en del overgang til både biobrensler og til bruk av elektrisitet, både som punktvarme og i varmepumper.

Olje- og energidepartementet forbereder arbeidet med en langsiktig strategi for energieffektivisering ved renovering av bygg, i nært samarbeid med bygningsmyndighetene. Strategien er et krav i energieffektiviseringsdirektivet, og Direktoratet for byggkvalitet og NVE har utarbeidet et underlag til en slik strategi. I Meld. St. 36 (2020–2021) Energi til arbeid - langsiktig verdiskaping fra norske energiressurser går det fram at direktoratenes underlag også skal bidra i arbeidet med en konkret nedtrappingsplan for 10 TWh energieffektivisering i eksisterende bygg innen 2030. Solberg-regjeringen omtalte at et tiltak vil være å gjøre energimerkeordningen for bygg mer relevant for eksisterende bygg. Videre har forslagene til nye energieffektiviseringsdirektiv og bygningsenergidirektiv i EUs Fit for 55-pakke mange virkemidler som antas å bli vurdert av regjeringen. Blant disse forslagene er å stille vesentlig strengere krav til renovering av offentlige bygg, og det foreslås å stille energikrav også til eksisterende bygningsmasse.

5.6.2 Distribuert kraftproduksjon og lagring

Når strømproduksjonen skjer nærmere strømkundene, kalles det distribuert produksjon. Produksjon i nærheten av forbruket kan gi mindre behov for nettutbygging hvis det er høy grad av samtidighet mellom når kraftverkene kan produsere og når strømforbruket i området forekommer. Dette oppnås enten ved at selve produksjonen er regulerbar, at produksjonen kombineres med lagringsløsninger som for eksempel batterier eller at distribuert produksjon kombineres med annen fleksibilitet på forbruksiden.

En plusskunde er en kunde som produserer strøm selv, og som leverer strøm inn på nettet når de produserer mer enn de bruker (oppad begrenset til 100 kW). Plusskunder betaler ikke fastledd for innmating av produksjonen og kan måle og avregne innmating og uttak netto i et felles målepunkt. Elektrisk kraft produsert med solceller til eget bruk har fritak for elavgift. Typisk er dette husholdnings- eller næringskunder med solceller på taket. De senere årene har kostnadsbildet og virkningsgrad for ulike typer solkraftverk bedret seg. Dette har ført til en økning av plusskunder i Norge.8

Se boks 5.8 for omtale av foreslått utvidelse av plusskundeordningen gjennom åpning for deling av produksjon mellom nettkunder innenfor samme gårds- og bruksnummer.

Distribuert produksjon og plusskunder kan ha noen utfordringer for strømnettet. For eksempel kan det medføre mangel på overføringskapasitet i perioder med høy produksjon og lite forbruk, dårlig spenningskvalitet og andre tekniske utfordringer. Disse utfordringene kan imidlertid unngås ved god planlegging og drift av distribuert produksjon og ved bruk av energilager som batterier.

Etter hvert som batterisystemer blir billigere og mer tilgjengelige, kan en forvente at plusskunder med energilager blir vanligere. Når de overproduserer strøm, kan de lagre den til strømmen trengs. Derfor kan plusskunder med energilager bli nyttige ressurser for resten av kraftsystemet. Distribuert produksjon med energilager kan være rasjonelt som alternativ til nettinvesteringer i for eksempel byområder og øysamfunn.

5.6.3 Bruk av andre energibærere

Å erstatte direkte bruk av strøm til oppvarming med bruk av fjernvarme, varmepumper, bioenergi eller spillvarme, kan i likhet med energieffektivisering bidra til å redusere topplasten og dermed frigjøre kapasitet i eksisterende strømnett. Det er imidlertid ikke all slik omlegging som bidrar til redusert strømbruk i timene med høyest belastning i strømnettet. For eksempel vil luft-luft og luft-væske varmepumper installert i et kaldt klima ha lite eller ingen slik effekt på de kaldeste dagene (ved temperaturer mindre enn -25 grader celsius).

Fjernvarme

Dersom fjernvarme kan erstatte kraftforbruk om vinteren, kan dette begrense behovet for investeringer i kraftsystemet. I Oslo kan fjernvarme dekke 25 pst. av effektbehovet.

I 2019 ble det brukt nesten 6 TWh fjernvarme i norske bygg, dette er en økning på 2 pst. fra rekordåret 2018. Produksjon og forbruk av fjernvarme har firedoblet seg i løpet av de siste 20 årene. Fjernvarme dekker om lag en tiendedel av behovet for romoppvarming og tappevann i Norge. Installert effekt for fjernvarme er om lag 3600 MW. Selv om dette utgjør en liten del av energibruken nasjonalt, er dette en viktig del av energisystemet i byer der fjernvarme er etablert. Fjernvarme er etablert i alle større byer i Norge, og avlaster kraftnettet mest på de dagene kraftnettet er mest belastet. Når fjernvarme først er etablert i et område, er det lagt et grunnlag for tilknytning av flere kunder over tid.

Bioenergi

Bioenergi benyttes i Norge til flere formål, hvor den største andelen går til ved, flis og pellets til oppvarming i bygg. Biobrensel kan brukes i varmesentraler og nærvarmeanlegg, og tilbyr den samme fleksibiliteten som i fjernvarmesystemer. Om lag 1,2 millioner husholdninger bruker vedfyring som en av varmekildene. Vedovnene blir først og fremst brukt på kalde dager og mange av disse boligene har panelovn som alternativ. Vedfyring reduserer derfor belastningen på strømnettet på kalde dager. I tillegg representerer de en viktig reserve ved bortfall av strøm.

Spillvarme

Bruk av spillvarme eller overskuddsvarme vil bidra til økt utnyttelse av varmeressurser og samtidig redusere behov for elektrisk kraft. Spillvarme finnes i ulike former og hos ulike aktører. Det er mest aktuelt ved store industribedrifter og avfallsforbrenningsanlegg. Disse har gjerne større mengde varme, med relativ høy temperatur. Samtidig finnes det spillvarme ved en rekke mindre bedrifter og næringsbygg, men da i mindre volumer og gjerne lavere temperaturer. Selv om en del av spillvarmen fra de større bedriftene allerede er utnyttet, finnes det fortsatt potensial både hos de store aktørene og hos mindre aktører.

Departementet har fremmet et forslag til endring i energiloven, for økt utnyttelse av spillvarme (Olje- og energidepartementet, 2021). Her foreslås pliktige kost-nytteanalyser for å vurdere utnyttelse av spillvarme ved planlegging av en del anlegg med større effekt enn 20 MW, og ved datasentre med effekt større enn 2 MW. Det foreslås også å gi hjemler for å gi nærmere regler i forskrift.

NVE har utviklet et varmekart som viser fjernvarmeområder, aktører med spillvarme og varmebehov i ulike områder (NVE, 2022). Målet er at dette kartet og datagrunnlaget skal gjøre planleggingen av utnyttelse av ressursene lettere. Kartet er publisert, men under utvikling.

Omgivelsesvarme

Norge har en svært høy andel varmepumper, med mer enn én million pumper installert i 2022. De fleste av disse er luft-luft varmepumper, og det meste av varmen som produseres kommer fra disse. Væske-vann pumper bidrar også med en stor andel av varmeproduksjonen, for selv om det er færre av disse i antall, er hver pumpe større og har bedre årsvirkningsgrad9. I 2021 bidro varmepumpene samlet med utnyttelse av mer enn 10 TWh omgivelsesvarme.

Det teknisk-økonomiske potensialet knyttet til økt bruk av varmepumper er blitt estimert til rundt 8 TWh varmeproduksjon per år (om lag 5 TWh reduksjon i bruk av primærenergi per år) (Oslo Economics / Asplan Viak, 2020).

5.7 Planlagte endringer i rammer for nettplanlegging

Oslo Economics (OE) peker i sin prosessanalyse på at ordningen med kraftsystemutredninger ikke i tilstrekkelig grad bidrar til en tidlig og god start på nettutviklingen (Oslo Economics, 2022). Videre understreker de at formålet med kraftsystemutredningene er viktig. De peker på at en god gjennomføring gjør det enklere å fange opp framtidige ønsker om nettilknytning på et tidlig tidspunkt, og gi tidlig forankring hos sentrale aktører. Videre kan det bidra til å redusere konfliktnivået i senere faser. NVE får også et bedre informasjonsgrunnlag til å behandle søknader om anleggskonsesjon. Alt dette bidrar til raskere gjennomføring av tiltak i nettet.

Både nettselskap og kunder som OE har snakket med, påpeker likevel at det i dag tar for lang tid før nettselskapene fanger opp etterspørsel etter kapasitet og behov for tiltak i nettet. Forskrift om energiutredninger stiller krav om at kraftsystemutredningen skal oppdateres hvert andre år. Behovene dukker imidlertid opp mye raskere. Enkelte kunder savner også flere og bedre arenaer for å informere om og diskutere sine planer med nettselskapene på et tidligere tidspunkt.

Videre peker flere OE har snakket med på at behovet og tilhørende endringer i kraftsystemet ikke i tilstrekkelig grad er blitt, og blir, forankret hos sentrale aktører, slik som lokal og regionale myndigheter. Dette medvirker ikke til lengre tidsbruk i utredningsfasen, men øker risikoen for konflikter i konsesjonsfasen. Basert på dette konkluderer OE med at i enkelte tilfeller burde nettselskapene brukt mer tid i utredningsfasen for å spare tid senere.

OE peker også på at mangel på digitale verktøy gjør informasjonsflyten mellom nettselskap, NVE og kunder vesentlig tyngre.

NVEs pågående arbeid med Digital KSU og endringer i forskrift om energiutredninger adresserer utfordringene Oslo Economics peker på, og vil bidra til en tidligere og god start på nettutviklingen.

5.7.1 Digital KSU

Dagens KSU-ordning er preget av manuelle prosesser, som igjen gir lav oppdateringsfrekvens og fare for utdatert informasjon. Utredningene oppdateres i dag hvert annet år. NVE har sammen med DIGIN startet prosjektet «Digital KSU». Målet for prosjektet er å sikre bedre og mer effektiv koordinering av nettutvikling på tvers av ulike nettnivåer, netteiere og myndigheter, gjennom digitalisering av ordningen. Dette innebærer å etablere standardiserte utredningsprosesser, felles informasjonsmodeller og løsninger for utveksling av informasjon mellom aktørene.

Å ta i bruk digitale verktøy påvirker ikke bare hyppigheten i informasjonsutvekslingen, men muliggjør også forenkling av prosesser ved å ta i bruk maskinell støtte til å prosessere og utveksle informasjon. En slik omlegging av prosesser krever også at roller og ansvar gås opp, og blir tilpasset at informasjonen vil være tilgjengelig på en ny måte. I tillegg må et nytt IT-landskap tegnes opp og en helhetlig informasjonsforvaltning må beskrives.

Prosjektet digital KSU tar for seg alle disse endringsaspektene (prosess, organisasjon, teknologi, informasjon), ved å beskrive dagens tilstand, foreslå en ønsket framtid, og beskrive tiltak som kan føre til den ønskede framtiden.

Prosjektet har identifisert prognoser, utredningsporteføljer og tiltaksporteføljer som primær informasjon som bør fanges og deles gjennom KSU-ordningen. Fram mot neste frist for å oppdatere regionale KSUer (juni 2022) utvikles første versjon av en digital plattform hvor nettselskapene skal kunne forvalte informasjon om sine nettutviklingsplaner (utrednings- og tiltaksporteføljer), og alle interessenter skal få tilgang til denne porteføljen.

Løsningen som utvikles må videreutvikles over en lengre tidsperiode for å sikre at brukerbehovene dekkes, og at ordningens formål understøttes. Langsiktige endringer innebærer å optimalisere informasjonen knyttet til utrednings- og tiltaksporteføljen, utvikle ulike brukergrensesnitt for ulike formål, oppnå maskin-til-maskin kommunikasjon med nettselskapene, dele informasjon om tilstand i nettet og prognoser for etterspørsel etter kapasitet, og å sammenkoble informasjon med andre planprosesser som i tiden framover digitaliseres, eksempelvis tilknytnings- og konsesjonsprosessen.

5.7.2 Endringer i forskrift om energiutredninger

Ved en digital løsning for KSU-ordningen legges det også til rette for fundamentale endringer av planprosessen som må forankres og til slutt forskriftsfestes i forskrift om energiutredninger.

Dagens forskrift beskriver i stor detalj hvilke informasjonsmengder som skal inngå i KSU, noe som gjør det til en tung øvelse å oppdatere eller gjøre endringer. En oppdatert forskrift må muliggjøre mer dynamisk endring av informasjonsomfanget. Samtidig er det også behov for presisering av en del viktige punkter, som tydeligere krav til utredningsprosessen, se boks 5.10, og tydeligere rolleavklaringer.

NVE har våren 2022 startet et prosjekt som skal endre forskriften for å tilpasse den til en digital planprosess. Her kan det være relevant å vurdere endringer både av krav til utredningsprosessen og involvering av interessenter, krav til oppdateringsfrekvenser og format på informasjon, og krav til metodikk og innhold i utredninger. I dette ligger det også å vurdere krav og føringer som bidrar til tidlig og god start på nettutviklingen.

Boks 5.10 Utredningsprosessen

I forbindelse med arbeidet med digitalisering av kraftsystemutredninger har NVE laget en prosessmodell som beskriver nettutviklingsprosessen. Det er mange måter å dele nettutviklingsprosessen inn i faser og milepæler, alt etter hvor detaljert inndeling en ønsker, og hvilke milepæler en ønsker å framheve. I NVEs modell har de valgt å bruke en faseinndeling og begreper fra Digitaliseringsdirektoratets prosjektstyringsmodell. Med dette som utgangspunkt har NVE skilt nettutviklingsprosessen overordnet i en utredningsfase og en tiltaksfase. Utredningsfasen rommer de analysene og utredningene som gjøres i forkant og som skal sørge for at det er de riktige tiltakene som settes i gang. Tiltaksfasen rommer den praktiske planleggingen, detaljering av løsning og gjennomføringen av tiltak. Tiltaksfasen inneholder også alle aktiviteter som nettselskapet har for å skaffe nødvendige konsesjon- og arealbrukstillatelser.

Utredningsfasen består av tre steg, se figur 5.8. Den starter med å analysere drivere og lage prognoser for utvikling i etterspørsel etter kapasitet i strømnettet og utvikling i eksisterende nettets tilstand. Tilknytningshenvendelser av med ulik modenhet er et viktig grunnlag for å lage prognoser for etterspørsel. Dette gir en viktig kobling mellom tilknytningsprosessen og utredningsprosessen.

Områdestudie er brukt som samlebetegnelse for de analysene som gjennomføres for å identifisere behov for å gjøre tiltak i nettet og videre konseptvalgutredninger. Her ses prognosene i relasjon til eksisterende nett for å finne ut hvor det er nødvendig å gjøre mer detaljerte analyser. Område er da det geografiske og nettavgrensede området analysen i studien omfatter.

Konseptvalgutredning (KVU) bruker NVE som generell betegnelse på den tekniske og samfunnsøkonomiske analysen som fører til et konseptvalg. KVUen identifiserer det samfunnsøkonomisk best egnede konseptet som ligger til grunn for iverksettelsen av ett eller flere tiltak. Metoden er på overordnet nivå identisk med KVU-ordningen som er regulert av forskrift om ekstern kvalitetssikring og vedtaksmyndighet etter energiloven, jf. kapittel 11, men må skaleres ift. behov. Ved å bruke KVU som en generell betegnelse på analysene som fører til et konseptvalg, skiller ikke NVE semantisk på utredninger som er underlagt ekstern kvalitetssikring og mer enkle analyser. En områdestudie kan identifisere behov for en eller flere konseptvalgutredninger. I tillegg kan en større tilknytningshenvendelse alene utløse behov for en konseptvalgutredning. Det er dermed også her en knytning mellom tilknytningsprosessen og utredningsprossen.

Digital KSU vil innhente og dele informasjon både fra utredningsprosessen og tiltaksprosessen, men utredningsprosessen fram til konsept er valgt, er hovedfokuset for KSU-ordningen. Det vil si at KSU-ordningen, og krav som stilles til den i forskrift om energiutredninger, har som formål å understøtte utredningsprosessen og bidra til at det er samfunnsøkonomisk lønnsomme konsepter nettselskapene tar videre til tiltaksfasen. I tiltaksfasen starter en prosjekteringsprosess hvor det valgte konseptet modnes fram gjennom grov- og detaljprosjektering, parallelt med framskaffelser av konsesjons- og arealbrukstillatelser, og fram til anskaffelser, bygging og driftssetting av anlegget.

Forstørr bilde

Kilde: NVEs presentasjon for utvalget

5.7.3 Områdeplaner

Statnett lanserte i 2021 at de ville starte et arbeid for å lage regionale områdeplaner for utvikling av transmisjonsnettet, og har ambisjon om å lage en første versjon av områdeplaner som dekker hele Norge i løpet av 2022. Statnett har i flere innspill10 til utvalget beskrevet arbeidet med områdeplaner. Den videre beskrivelsen av områdeplaner er basert på disse innspillene. Utvalget har også fått innspill om at det er behov for en bedre koordinering mellom Statnett og underliggende nettselskaper, og at områdeplaner kan bidra til dette. Flere nettselskaper har også i sine innspill til utvalget pekt på at regionale områdeplaner bør utvikles. Innføring av områdeplaner er et grep Statnett tar for å få mer helhetlig planlegging av nett- og systemutvikling, effektivisere interne prosesser, styrke koordineringen av utviklingen av transmisjonsnettet med utvikling av regionalnettet og bedre involvering av eksterne i nettutviklingsprosessen.

Statnett har også kommet med innspill til utvalget om at ordningen med konseptvalgutredning og ekstern kvalitetssikring for nye store kraftledningsanlegg bør fjernes og erstattes av områdeplaner. For å sikre involvering og tidlig forankring av behovene for nytt nett foreslår Statnett at de, samtidig med melding, sender myndighetene områdeplanen for området sammen med en beskrivelse av prosess for ekstern involvering. Dette forslaget, og utvalgets vurdering av det, er kort omtalt i 5.9 og kapittel 11.8.2.

I arbeidet med områdeplanene ønsker Statnett nært samarbeid med lokale aktører for å finne helhetlige og langsiktige løsninger. Områdeplanen vil være en videreutvikling av dagens planer og prosesser. Statnett har imidlertid ambisjoner om, i større grad enn i dag, å se bruk og utvikling av systemtiltak i sammenheng med behov for nye anleggstiltak, og i tillegg kombinere behovene for fornyelse av anlegg, ny nettkapasitet og kraftmarkedstiltak. Med systemtiltak menes alt som kan gjøres for å øke overføringskapasitet som ikke handler om anleggene. Det vil si systemvern, bruk av fleksibilitetsressurser, marked, tilknytning på vilkår, koblingsbilder og lignende. Gjennom områdeplanene ønsker Statnett også å klargjøre hvordan de, på en samfunnsmessig rasjonell måte, ivaretar tilknytningsplikt for forbruk gjennom å ligge i forkant med nettutviklingen og også vurdere virkemidler i systemdriften som gjør at en større andel nytt forbruk og ny produksjon kan tilknyttes eksisterende nett på en forsvarlig måte. De ønsker i større grad enn i dag å koble tilknytningsprosessen med planprosessene, og dermed bidra til at vurderingen av hvilken kapasitet som kan tildeles i ulike trinn gir forutsigbarhet for kundene. Planene vil inkludere og håndtere utfordringer knyttet til gjennomføring ved bedre «pakking» av tiltak med tanke på hvilke tiltak som skal gjøres samtidig. Statnett peker også på at områdeplanene vil være et viktig underlag når konsesjonssaker skal behandles og sendes på høring. Det vil fortsatt være behov for å gjøre spesifikke analyser som grunnlag for konsesjonssøknader på større anlegg og tiltakspakker.

Regionale dialogmøter skal bidra til å forankre behov for ny nettkapasitet

I forbindelse med arbeidet med områdeplanene vil Statnett avholde regionale dialogmøter. Dette er en videreføring av typen møter Statnett har hatt i såkalte «Næring og Nett» initiativ i Finnmark, Nordmøre og Romsdal, Bergen og Haugalandet. Disse har vært gjennomført sammen med regionale nettselskaper. Deltakere er typisk forbrukskunder, politiske miljøer og interessentorganisasjoner. Gjennom de regionale dialogmøtene ønsker Statnett å etablere en felles forståelse for behovet for ny kapasitet i strømnettet i et område. De anser dette som et viktig bidrag for en felles situasjonsbeskrivelse av utfordringene og forankring av behovet regionalt, før konsesjonsbehandling av de enkelte nettanleggene. Der hvor denne typen møter har vært arrangert, erfarer Statnett at møtene får betydelig mer oppmerksomhet politisk og på ledernivå enn møter som følger av forskrift om energiutredninger (KSU). De regionale dialogmøtene arrangeres av Statnett og de regionale nettselskapene, uavhengig av tidspunktet som er beskrevet i forskriften og gjerne i nært samarbeid med formelle politiske organer.

Statnett vil videreutvikle innholdet i områdeplanene

Statnett lager i 2022 en første versjon av områdeplanene, en versjon de kaller «0,9 versjonen» for å indikere at de har et større ambisjonsnivå for framtidige områdeplaner. Statnett har delt Norge inn i ti områder, dette for at de skal være i stand til å fange en større helhet enn det som er mulig hvis de hadde holdt seg til å se på de 17 regionale KSU-områdene. Innholdet i områdeplanene vil ha overlapp med innholdet i dagens kraftsystemutredning for transmisjonsnettet. Etter at de første områdeplanene er etablert ønsker Statnett å videreutvikle innholdet gjennom interne og eksterne prosesser. Når det gjelder Statnetts interne prosesser, har de en ambisjon om at områdeplanene skal besluttes og gi rammer for prosjekter og igangsettelse slik at de reduserer tidsbruken som i dag går med for å håndtere beslutningsdokumenter for hvert enkelt tiltak. De ser for seg å beslutte oppdaterte planer hvert annet år. Statnett ønsker imidlertid ikke at områdeplanen skal være et statisk dokument, men vel så mye en prosess. Planene vil slik sett berikes med informasjon underveis for å holdes oppdatert og relevant til sitt bruk. Dette har en tett kobling til digital KSU og forskrift om energiutredninger. Statnett peker derfor på at videreutvikling av områdeplanene må gjøres i tett dialog med NVE og bransjen.

5.8 Innspill til utvalget

I tillegg til innspill om regionale områdeplaner, omtalt i kapittel 5.7.3, har utvalget fått flere innspill om at planprosessene i kommuner og fylkeskommuner bør samkjøres bedre med planprosessene hos nettselskapene. Det er både spilt inn ønsker om at lokale og regionale myndigheter skal engasjere seg mer i arbeidet med regionale kraftsystemutredninger, og forslag om at fylkeskommunene kan ta et utvidet ansvar for samordning av infrastruktur til også å omfatte utvikling av strømnettet.

Utvalget har også fått flere innspill som går på viktigheten av tidlig involvering av interessenter, også i utredningsfasen hvor etterspørselen etter nettkapasitet og ulike konsepter for å møte etterspørselen etter nettkapasitet analyseres.

Oslo Economics (OE) (2022) peker i sin rapport på at en bedre planprosess, der en på tvers av netteiere fanger opp mulige behov for nettkapasitet tidlig, potensielt kan redusere ledetidene ved at utredninger kan settes i gang tidligere. OE anslår at potensialet for å redusere tidsbruk trolig er noe lavere for mindre tiltak enn for de større. Deres kartlegging avdekket også at potensialet for redusert tidsbruk kan være større for Statnett enn for flere av de andre nettselskapene. Sjablongmessig anslår de derfor at tiltaket (isolert sett) kan redusere ledetid med rundt tre måneder for mindre tiltak og ni måneder for større tiltak (ledninger).

Flere av innspillene til utvalget peker på at alternativer til nettutbygging bør utnyttes i større grad enn det gjøres i dag. Det er blant annet kommet forslag om at det bør være krav til kraftsystemutredningene å vurdere alternativer til investeringer i nett, herunder kjenne og utnytte reell kapasitet i eksisterende nett, før nye investeringer besluttes.

5.9 Utvalgets anbefalinger

Tiltak for å utnytte eksisterende strømnett bedre

Utvalget mener det er viktig at det gjøres tiltak for å kunne utnytte eksisterende strømnett bedre enn i dag. Det framstår som fornuftig at nettselskapene planlegger at nettanlegg i regional- og transmisjonsnettet skal ha tilstrekkelig reserve. Hva som er tilstrekkelig reserve vil variere, ofte er det N-1-forsyning og i andre tilfeller N-1-1-forsyning, og i enkelte tilfeller uten reserve i strømnettet. I perioden framover er det forventet betydelig forbruksvekst. Det kan trekke i retning av at nettselskapene bør ta noe mer risiko, slik at de kan tildele mer kapasitet til kundene uten å planlegge utbygging av nye anlegg. Statnett bør derfor vurdere om det i perioder, eller generelt, bør tas noe høyere risiko enn det dagens driftspolicy legger til grunn. Driftspolicyen bør utfra en risikobasert tilnærming, der både sannsynlighet og konsekvens vurderes, legge opp til en samfunnsøkonomisk lønnsom utnyttelse og utvikling av nettet. Utvalgets vurderinger knyttet til tildeling av kapasitet og nettselskapenes vurderinger av hvilke tilknytninger som er driftsmessig forsvarlig, er omtalt i kapittel 7.4.2 og 7.4.4.

Endringer i kraftsystemet og teknologisk utvikling gjør at behovet og mulighetene for en mer effektiv informasjonsutveksling har økt betydelig, og de fleste nettselskap er allerede godt i gang med å digitalisere egne data og prosesser. Utvalget mener bedre digital samhandlingsevne på tvers av nettselskaper og økt informasjonsutveksling er en grunnleggende forutsetning for å drifte og utvikle kraftsystemet effektivt. Det er dermed også et viktig tiltak for å kunne utnytte eksisterende strømnett bedre enn i dag.

Ny teknologi og digitale løsninger gir gode muligheter til å håndtere den stadig økende kompleksiteten og endringstakten gjennom forbedret drift, planlegging og forvaltning av kraftsystemet. Intelligente, og på sikt autonome, digitale løsninger vil være helt nødvendig for å håndtere økende kompleksitet i plan- og prognosearbeid, gi god beslutningsstøtte i driftstimen og muliggjøre avanserte analyser. Utvalget mener det kan være samfunnsøkonomisk lønnsomt å prioritere utvikling av digital samhandling i kraftbransjen høyere enn i dag. Utvalget mener derfor NVE/RME bør tilføres midler for å sikre finansieringen av prosjektet digital samhandling. Videre mener utvalget at nettselskapene må gi prosjektet tilstrekkelig prioritet og ressurser, både i form av tilrettelegging og finansiering av egne systemer, og i form av å sikre seg riktig kompetanse til å bidra inn i slike prosjekter. Ressurser nettselskapet legger ned i et slikt arbeid, som vil ha stor nytte ut over eget selskap, bør kunne tas inn gjennom FoU-ordningen, tilsvarende arbeidet i Digin.

Større utnyttelse av fleksibilitetsressurser kan gjøre det mulig å øke utnyttelsesgraden av eksisterende strømnett. Utvalget mener det er viktig at det legges til rette for at sluttbrukere i større grad enn i dag kan bidra med samfunnsøkonomisk lønnsom fleksibilitet. Videre mener utvalget at digital samhandling mellom nettselskapene også er en forutsetning for at fleksibilitet hos sluttbrukere kan utnyttes i stort monn.

Utvalget mener NVE i arbeidet med endring av forskrift om energiutredninger, bør inkludere krav til at nettselskaper i sine konseptvalgutredninger (ref. boks 5.10), som ett av sine konsepter, må vurdere tiltak for høyere utnyttelse av eksisterende nett. Dette kan for eksempel være å investere i sensorikk som gir bedre oversikt over tilgjengelig kapasitet i eksisterende nett. Et annet mulig tiltak er å ta i bruk fleksibilitetsressurser, enten gjennom inngåelse av bilaterale avtaler om fleksibilitet med eksisterende eller nye kunder (henholdsvis utkoblbar tariff jf. kapittel 5.5.2 og tilknytning med vilkår jf. anbefaling i kapittel 7.4.4), eller kjøp i markeder for fleksibilitet. I dette ligger det også at nettselskapene i større grad må undersøke hvilke fleksibilitetsressurser som finnes i det aktuelle nettområdet. På denne måten kan kost- og nyttevirkninger av høyere utnyttelse av nettet kunne vurderes opp mot nye nettinvesteringer.

En annen viktig brikke i dette er Statnetts og energimyndighetenes arbeid med å videreutvikle det regulatoriske rammeverket for kraftmarkedet og tilpasse det til å legge til rette for at flere sluttbrukere kan tilby sin fleksibilitet i regulerkraftmarkedet og lokale fleksibilitetsmarkeder. Utvalget mener også at det er viktig med mer kunnskap om forbrukeres adferd og hva som skal til for at et stort antall forbrukere vil tillate at strømforbruket styres automatisk.

Energieffektivisering og bruk av andre energibærere enn strøm kan være gode tiltak for å frigjøre kapasitet i eksisterende strømnett, og dermed kunne unngå eller utsette nye investeringer i nett. Utvalget mener derfor at regjeringen burde satse mer på energieffektivisering og bruk av andre energibærere for å redusere behovet for nytt nett når det er samfunnsmessig rasjonelt, og utarbeide en ambisiøs handlingsplan for dette. Det vises for øvrig til det pågående arbeidet til Energikommisjonen, der energieffektivisering er en viktig del av mandatet. Med dagens virkemidler er imidlertid effekten størst på lengre sikt, og det er vanskelig for nettselskapene å anvende frigjort kapasitet fra eksisterende kunder til å gi tilknytning til nye kunder uten en form for sikkerhet. Utvalget mener departementet bør utrede på hvilken måte frigjort kapasitet kan utnyttes raskere.

Utvalget mener distribuert produksjon er nyttige ressurser for energibalansen. Brukt på riktig måte, og i kombinasjon med energilager, kan det bidra til å redusere behovet for større nettinvesteringer. Det er viktig at regelverket er teknologinøytralt og gir insentiver til en samfunnsøkonomisk lønnsom utbygging av ny kraftproduksjon, herunder samfunnsøkonomisk lønnsom lokal produksjon og lagring i de store byene.

Tiltak for bedre nettutredningsprosesser

Utvalget mener at digitalisering av informasjonsutvekslingen i forbindelse med kraftsystemutredninger er viktig for å oppnå effektive nettutredningprosesser og legge til rette for bedre involvering av interessenter i tidlig fase. I dette arbeidet er det viktig at NVE jobber i tett dialog med nettselskapene og andre aktuelle interessenter. Utvalget synes det er positivt at NVE ble tilført midler over statsbudsjettet 2022 for å få fortgang i prosjektet Digital KSU, og mener NVE bør få midler til å fullføre digitalisering av utrednings- og planprosessene. Dette vil legge grunnlaget for videre nødvendig digitalisering knyttet til konsesjonsprosessen.

Dagens ordning med kraftsystemutredninger legger opp til møteplasser for involvering på tvers av nettselskaper og berørte aktører, som lokale og regionale myndigheter, interesseorganisasjoner og større nettkunder. Utvalget mener det er varierende praksis mellom utredningsområdene og derfor behov for å forbedre disse møteplassene, slik at beste praksis brukes. Utvalget mener NVE bør se på forbedringer i dialogen mellom ulike aktører i vurderingen av endringer i forskrift om energiutredninger. Utvalget mener framtidige krav og føringer til involvering i nettselskapenes utredningsprosesser bør bidra til bedre koordinering mellom nettutvikling på den ene siden, og planprosesser hos lokale og regionale myndigheter på den andre siden. I tillegg til krav og føringer knyttet til forskrift om energiutredninger, kan også føringer til kommuner og fylkeskommuner gjennom endring av Statlige planretningslinjer for klima- og energiplanlegging og klimatilpasning, være relevant. En videreutvikling av Statnetts regionale dialogmøter i forbindelse med områdeplaner, kan være et godt utgangspunkt. Dette kan være en arena for nettkunder å informere om og diskutere sine planer på et tidlig tidspunkt.

Slik utvalget oppfatter det, vil Statnetts områdeplaner være i tråd med formålet og intensjonen med kraftsystemutredninger. Utvalget mener det er viktig at Statnett og NVE, sammen med regionale nettselskaper, har god dialog rundt videre utvikling av ordningen med kraftsystemutredninger og at utviklingen av områdeplaner kan være en del av dette. Utvalget mener det er positivt at Statnett har tatt grep for å effektivisere interne prosesser gjennom områdeplanene, og at dette arbeidet fortsatt bør ha stort fokus. Utvalget mener det er positivt at Statnett har ambisjoner om en mer helhetlig planlegging.

Gitt alle planer om elektrifisering og ny industri, mener utvalget at det framstår som klart at en høyere utnyttelse av dagens strømnett, inkludert økt energieffektivisering, ikke alene vil være tilstrekkelig for å håndtere forventet etterspørsel etter kapasitet i strømnettet. Det vil også være behov for å utvide og oppgradere strømnettet.

Utvalget mener videre at det er viktig at usikkerheten i både nivå på total etterspørsel etter kapasitet, og hvor nytt forbruk vil bli lokalisert, håndteres etter samfunnsøkonomiske prinsipper. Dette er nærmere omtalt i kapittel 6.

Utvalget opplever at det i sektoren er mangel på en omforent metodikk for framskrivning av etterspørsel etter nettkapasitet, og spesielt etterspørsel knyttet til nytt forbruk. Utvalget mener det bør utvikles en slik omforent metodikk, og 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. Utvalget mener det vil være naturlig at denne metodikken utvikles samtidig med og benyttes i sektorveileder for samfunnsøkonomiske analyser av nettanlegg, jf. utvalgets anbefaling i kapittel 6.7. Utvikling av metodikken bør gjøres i samråd med Statnett og regionale nettselskaper, og knyttes opp mot NVEs arbeid med videreutvikling av ordningen med kraftsystemutredninger.

Virkninger av utvalgets anbefalinger

Utvalgets anbefaling av tiltak som innebærer bedre utnyttelse av dagens nett, vil også innebære redusert behov for nytt nett og raskere tilknytning av nytt forbruk eller produksjon. Tiltakene inkluderer endret driftspolicy, satsing på digital samhandling mellom nettselskaper, energieffektivisering som reduserer effekttopper, større utnyttelse av fleksibilitet og distribuert produksjon kombinert med energilager. Forslaget om satsing på digital samhandling i kraftbransjen vil medføre økt ressursbruk, både hos NVE/RME og i nettbransjen som helhet. Digital samhandling mellom nettselskaper vil også støtte opp under og bidra til å gi høyere gevinster av digital støtte til både tilknytningsprosess, ordningen med kraftsystemutredninger og konsesjonsbehandling.

Å satse mer på energieffektivisering og bruk av andre energibærere for å redusere behovet for nytt nett når det er samfunnsmessig rasjonelt, og utarbeide en ambisiøs handlingsplan for dette, kan også ha budsjettkonsekvenser og medføre noe ressursbruk.

Videreutvikling av ordningen med kraftsystemutredninger (KSU), herunder etablering av digital KSU og krav og føringer til utredningsprosessen, forventes å gi redusert behov for tilleggsutredninger, eller endringer av søknader i forbindelse med konsesjonsbehandlingen. Dette forventes videre å gi redusert ledetid for nettanlegg. Tiltaket forventes også å bidra til en samfunnsøkonomisk lønnsom nettutvikling. Digital KSU vil gi støtte til en bedre samordning i nettutviklingen på tvers av eiergrenser, bedre prioritering, og potensielt føre til at noen prosjekter skrinlegges, nedskaleres eller oppskaleres. Videreutvikling av ordningen med kraftsystemutredninger vil medføre økt ressursbruk, hovedsakelig hos NVE, men også hos nettselskapene.