Del 3
Omtale av særskilde tema

6 Prosjekt under utbygging

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

I dette kapittelet følger ein omtale av utviklinga for dei prosjekta som har fått PUD/PAD godkjende av myndigheitene, men som framleis er under utbygging, og dei prosjekta som har komme i produksjon etter rapporteringa i fjor. Per 1. august var det 15 pågåande utbyggingsprosjekt eller feltutbyggingar på norsk sokkel med ein PUD eller PAD godkjend av departementet. Dette inkluderer to kraft-frå-land-prosjekt og det flytande vindparkprosjektet Hywind Tampen. Ni av prosjekta er i Nordsjøen, fem er i Norskehavet, og eitt er i Barentshavet.

Fire utbyggingsprosjekt er ferdigstilte og sette i produksjon etter 1. august 2021: Yme New Development, Solveig, Hod Nyutvikling og Nova.

Departementet har som bakgrunn for omtalen av prosjekta under henta inn oppdaterte opplysningar per september 2022 frå operatørselskapa for dei ulike prosjekta.

I 2021 mottok myndigheitene PUD for Kobra East og Gekko, Kristin Sør, Frosk, Tommeliten A og endra PUD for Troll, Ormen Lange, Gina Krog og Oseberg. I 2022 har departementet mottatt PUD for Halten Øst og Trine og Trell, i tillegg til endra PUD for Eldfisk. Endra PUD for Gina Krog, Oseberg og Eldfisk og PUD for Halten Øst og Trine og Trell er per 1. august 2022 til behandling i departementet og er derfor ikkje inkluderte i den vidare omtalen.

Olje- og gassnæringa er ein syklisk og global industri. Utbyggingar på norsk sokkel er ofte store og komplekse prosjekt, og omfattar fleire ulike aktivitetar. Desse aktivitetane går føre seg på ulike geografiske stader, noko som krev utstrekt kommunikasjon og godt samarbeid mellom dei ulike aktørane. Eit vellykka resultat er for eksempel avhengig av at dei involverte ferdigstiller sine leveransar til rett tid. At næringa er syklisk, aukar kompleksiteten ved at det påverkar tilgangen på varer og tenester av god kvalitet. God planlegging og kontrollstyring i gjennomføringa er nødvendig for å lykkast.

Pandemien og smitteverntiltak har skapt utfordringar for utbyggingsprosjekta på kontinentalsokkelen. Innreiserestriksjonar og karantenereglar har gjort at tilgangen på arbeidskraft er redusert. Smitteverntiltak har også i periodar redusert bemanninga på byggestader og verft både i Noreg og internasjonalt, noko som har ført til forseinkingar og kostnadsauke.

Globale leverandørkjeder har også blitt ramma. Mangel på arbeidskraft og verdikjeder som heilt eller delvis har stoppa opp, har resultert i at nokre underleverandørar har måtta stanse drifta, medan andre har opplevd forseinka eller mangelfulle leveransar. I tillegg har det vore ein betydeleg auke i globale råvareprisar. Samla bidrar dette til forseinkingar og store ekstrakostnader for enkelte prosjekt. Russlands angrep på Ukraina bidrar no til usikkerheit i en rekke marknader, mellom anna for viktige innsatsfaktorar til utbyggingsprosjekt på norsk sokkel. I sum er det derfor framleis stor usikkerheit rundt investeringsanslaga for fleire pågåande utbyggingar.

Utbyggingar på norsk sokkel kjøper inn varer og tenester frå mange ulike bedrifter i inn- og utland. Utviklinga i råvare- og tenesteprisar internasjonalt har derfor betydeleg verknad på utbyggingskostnadene. I nyare tid har også krona svekt seg. Målt i norske kroner har derfor dei delane av prosjektet der kostnadene har vore i utanlandsk valuta, auka. Dette utgjer ein betydeleg auke i investeringsanslaget for fleire prosjekt.

Status for utbyggingsprosjekta

Ei oversikt over forskjellen mellom investeringsoverslaga til operatørane på PUD/PAD-tidspunktet, overslaga deira per september 2022 og endringa i investeringsanslaga sidan fjorårets rapportering i Prop. 1 S (2021–2022) frå Olje- og energidepartementet går fram av tabell 6.1 og 6.2.

Samla sett har prosjekta som er under utbygging no, med ein PUD eller PAD godkjend av departementet, anslåtte investeringar på om lag 275 mrd. kroner mot 231 mrd. kroner ved PUD/PAD-tidspunktet. Tilsvarande har prosjekta som er ferdigstilte og sette i produksjon det siste året, oppdaterte investeringar på om lag 37 mrd. kroner mot 33 mrd. kroner ved PUD/PAD-tidspunktet.

På investeringstidspunktet er det stor usikkerheit knytt til kor store kostnader og investeringar eit prosjekt faktisk vil medføre. Derfor har kostnadsoverslaga i PUD/PAD eit usikkerheitsspenn på +/- 20 prosent. Prosjektporteføljen inneheld både prosjekt med lågare investeringar og prosjekt med betydeleg høgare investeringar enn anslått ved investeringstidspunktet. Erfaringsmessig endar dei fleste utbyggingane på norsk sokkel innanfor usikkerheitsspennet i PUD/PAD.

Oljedirektoratet har gått igjennom 66 utbyggingsprosjekt på norsk sokkel i perioden 2007–2018 (Prosjektgjennomføring på norsk sokkel (2020)). Gjennomgangen viser at dei fleste av prosjekta endar opp med utbyggingskostnader i samsvar med estimata som er angitt i PUD, og at det er forholdsvis få prosjekt med kostnadsoverskridingar. I overkant av 80 prosent av prosjekta i utvalet har enda med kostnader innanfor usikkerheitsspennet i estimatet eller lågare. Undervassutbyggingar går svært ofte som planlagt, og 90 prosent av desse prosjekta blei ferdigstilte i samsvar med eller lågare enn kostnadsestimatet i PUD. Plattformutbyggingar er erfaringsmessig meir komplekse og utfordrande; gjennomgangen viste at 71 prosent av desse prosjekta enda opp med eller er i ferd med å byggast ut i samsvar med kostnadsestimata. Eit høgare investeringsnivå er ikkje nødvendigvis negativt for lønnsemda i eit prosjekt. Dersom dei auka investeringane gir høgare inntekter, kan det medverke til større verdiskaping for prosjektet.

Eit mindretal av prosjekta på norsk sokkel har opp gjennom historia enda opp med utbyggingskostnader utanfor usikkerheitsspennet på +/- 20 prosent. 15 av 19 prosjekt som no er under utbygging eller har komme i produksjon etter 1. august 2021, har kostnadsoverslag som er innanfor usikkerheitsspennet. Fire prosjekt ligg på oversida av usikkerheitsspennet. Samla sett har dei totale investeringane auka med rundt 18 prosent samanlikna med det som blei rapportert ved innlevering av PUD/PAD. Her bidrar prosjekta på Njord og Balder betrakteleg.

Basert på innrapporteringa har departementet berekna internrenta for prosjektporteføljen og verdien av å føre vidare prosjekta. Internrenta for eit prosjekt er definert som den diskonteringsrenta som gjer netto noverdi lik null, og er dermed eit prosentmål på avkastning for ei investering. Noverdien er dagens verdi av historiske og framtidige kontantstraumar. Dei historiske kontantstraumane er kjende, medan dei framtidige er anslått basert på oppdaterte forventningar frå operatørane. Internrenta til den samla porteføljen av prosjekt under utbygging frå PUD-tidspunktet er berekna til om lag 35 prosent.

Verdien av å føre vidare prosjektporteføljen er berekna ved noverdien av dei framtidige forventa kontantstraumane frå prosjekta. Allereie gjennomførte investeringar (og eventuelt produksjon) kan ikkje påverkast og er derfor ikkje inkluderte i berekninga av verdien ved å føre vidare prosjekta. Samla har prosjekta ein berekna noverdi framover på 865 mrd. kroner med 7 prosent kalkulasjonsrente reelt før skatt, og 996 mrd. kroner med 4 prosent kalkulasjonsrente. Ved ein positiv noverdi er utbyggingane lønnsame å føre vidare.

Nærmare omtale av enkeltprosjekt

Prosjekt under utbygging

Utbyggingsprosjekta som fekk utbyggingsplanen godkjend i 2021–2022, er alle i tidleg utbyggingsfase og har investeringsanslag godt innanfor usikkerheitsspennet i PUD. Under følger ein nærmare omtale av dei enkeltprosjekta som framleis er under utbygging og i dag har forventa investeringar 10 prosent over eller under anslaget i PUD/PAD.

PUD for Frosk og Tommeliten A, og endra PUD for Ormen Lange, er nyleg godkjende av Olje- og energidepartementet. For desse prosjekta er det ikkje innhenta nye anslag frå operatørselskapa sidan PUD-estimatet.

Johan Castberg

Johan Castberg-feltet blir bygd ut med eit havbotnanlegg knytt til eit flytande produksjonsskip (FPSO). Etter PUD var det ei positiv kostnadsutvikling fram til prosjektet, spesielt bygginga av produksjonsskipet, blei ramma av pandemien i 2020. Smitteverntiltak og redusert tilgang på arbeidskraft har ført til forseinka leveransar frå verft i Singapore og Noreg.

Konsekvensane av pandemien har vore størst i Singapore, der verftet blei stengt ned ein lang periode og hadde redusert tilgang på arbeidskraft på grunn av innreiserestriksjonar og smitteverntiltak. I tillegg har prosjektet hatt utfordringar med framdrifta og kvalitetsavvik i sveising i Singapore. Auken i kostnader relatert til produksjonsskipet er motverka av ei positiv kostnadsutvikling på havbotnanlegg, marine operasjonar, boring og komplettering.

Sidan PUD blei godkjend i juni 2018, har estimerte kostnader auka med 2 839 mill. kroner. Det er i tillegg estimert eit valutatap på 6 024 mill. kroner på grunn av ei svekt norsk krone. Netto auke sidan PUD, inkludert valutatap, er no på 9 491 mill. kroner, ein kostnadsauke på om lag 18 prosent sidan PUD. Sidan same rapportering i fjor har investeringsanslaget auka med 2 114 mill. kroner som følge av auke i arbeidsomfang overført frå Singapore til Stord. Planlagd oppstart av produksjonen er fjerde kvartal 2024.

Balder Future

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

Balder Future-prosjektet har sidan PUD auka investeringsanslaget med 17 856 mill. kroner, noko som tilsvarer ein auke på 85 prosent. Sidan same rapportering i fjor har investeringsanslaget auka med 11 124 mill. kroner. Prosjektet har hatt betydelege utfordringar knytte til pandemien som har påverka utstyrsleveransar og tilgjengeleg bemanning på verftet, noko som igjen har påverka framdrifta av prosjektet. I tillegg har arbeidsomfanget blitt meir omfattande, særleg knytt til det flytande produksjonsskipet (FPSO), og utfordrande vêrforhold og tekniske utfordringar knytt til boreprogrammet. Stramme marknader og forstyrringar i verdikjedene forsterka av krigen i Ukraina har samstundes gitt kostnadsinflasjon for varer og tenester som har påverka prosjektet.

Planlagd oppstart er utsett til tredje kvartal 2024.

Hywind Tampen

Hywind Tampen blir verdas største flytande vindpark og den einaste vindparken i verda som forsyner olje- og gassinstallasjonar med straum. Vindparken har elleve turbinar, oppgradert frå 8 til 8,6 MW sidan PUD. Det kan auke den årlege totalproduksjonen. Sju turbinar er installerte på feltet, og det er venta at produksjonen vil starte hausten 2022. Dei resterande fire turbinane blir samanstilte i haust og installerte på feltet neste år.

Sidan PUD har investeringsestimatet auka med 1 481 mill. kroner. Nødvendige utskiftingar som følge av kvalitetsavvik i ei stålplate, og leveranse av ein eksportkabel har blitt forseinka på grunn av marknadssituasjonen. Vidare har marknadseffektar bidratt til auken. Det er også auka kostnader knytte til topsidemodifikasjonar på Snorre- og Gullfaks-felta, og eit estimert valutatap på 270 mill. kroner som følge av ei svekt norsk krone.

Sidan rapporteringa i fjor har investeringsestimatet auka med 1 198 mill. kroner.

Njord Future

Njord Future-utbygginga inneber ei stor oppgradering av plattforma Njord A og lagerskipet Njord B, som har vore i bruk på feltet sidan oppstarten i 1997. Njord A er ei flytande stålinnretning med integrert bore- og prosessanlegg.

Innretninga har vore igjennom omfattande oppgraderingar ved Aker Solutions verft på Stord for 20 nye år med produksjon. Njord B er eit lagerskip med nokre tilleggsfunksjonar. Njord B er oppgradert ved Aibels verft i Haugesund. Njord Future-prosjektet gjer det mogleg å produsere ytterlegare 250 millionar fat oljeekvivalentar frå Njord og Hyme. I tillegg gjer Njord Future-utbygginga det mogleg å også bygge ut Bauge- og Fenja-felta. Begge er under utbygging og skal koplast til Njord A.

Sidan PUD har investeringsanslaget auka med 13 968 mill. kroner. Auken kjem av vekst i arbeidsomfang og pandemien.

Det har vore nødvendig med omfattande utskiftingar, med tilhøyrande prosjektering, på begge installasjonane. Dette har hatt eit større omfang enn venta. På begge installasjonane har det òg vore nødvendig med endringsarbeid i område der det ikkje var planlagt, noko som har påverka produktiviteten til kontraktoren negativt.

Smitteverntiltak og restriksjonar i samband med pandemien har også råka prosjektet. Dette har påverka produktiviteten, ført til auka kostnader og forlengt prosjektgjennomføringa, noko som gir utsett produksjonsstart.

Sidan same rapportering i fjor har kostnadsestimatet auka med 659 mill. kroner. Dette kjem av behov for ytterlegare utbetringar og auka arbeidsomfang for både Njord A og Njord B. Planlagd produksjonsstart er fjerde kvartal 2022.

Prosjekt som er sette i drift

For prosjekta som er sette i produksjon det siste året, er utbyggingsrisikoen over. Her er det derfor berre gitt ein nærmare omtale av Yme New Development-prosjektet, som ikkje er gjennomført med investeringar innanfor usikkerheitsspennet i PUD på +/– 20 prosent.

Yme New Development

Yme New Development er ei reutbygging av Yme-feltet. Produksjonen skjer via ei flyttbar bore- og produksjonsplattform som er oppgradert.

I Yme New Development-prosjektet er det rapportert om ein auke i investeringar på 3 343 mill. kroner, noko som utgjer 36 prosent auke sidan PUD. Fleire faktorar speler inn på det auka anslaget. Installasjonen av ein støttestruktur blei flytta til 2019, noko som førte til endringar i tidsplanen for prosjektet. Vidare har kontrahering av rigg, auka kostnader for modifikasjonsarbeid, innkjøp av varer og tenester og levetidsforlenging, i tillegg til kostnader som følge av den svekte krona ført til auka investeringar. Restriksjonar som følge av pandemien har ført til redusert tilgang på arbeidskraft.

Sidan same rapportering i fjor har investeringsanslaget auka med 392 mill. kroner. Årsaka er at smitteverntiltak og restriksjonar har ført til redusert tilgang på arbeidskraft. Vidare har auken i marknadsprisar ført til auka kostnadar for borekampanjen.

Uventa tekniske utfordringar knytte til ferdigstilling og oppstart, og oppstartsproblem i planlagde boreoperasjonar har vidare bydd på utfordringar.

Plattforma er no installert, og produksjonen er starta opp.

7 Omtale av klima- og miljørelevante saker

Klima- og miljøpolitikken til regjeringa bygger på at alle samfunnssektorar har eit sjølvstendig ansvar for å legge miljøomsyn til grunn for aktivitetane sine og for å medverke til å nå dei nasjonale klima- og miljøpolitiske måla. Sektormyndigheitene har ansvar for å gjennomføre tiltak på sine eigne område. For ein samla omtale av klima- og miljørelevante saker, sjå fagproposisjonen frå Klima- og miljødepartementet.

Noreg har stor vasskraftproduksjon og er ein viktig leverandør av olje og gass til den globale marknaden. Som eit moderne industriland med ei stor olje- og gassnæring, viktige industrimiljø og ei betydeleg fornybarnæring, ønsker regjeringa at Noreg skal bidra aktivt til, og dra nytte av, den globale energitransformasjonen.

Omsynet til miljø og berekraftig utvikling er og har alltid vore ein integrert del av den norske petroleumsverksemda. Ei rekke reguleringar medverkar til at det blir tatt omsyn til miljøet i alle fasar av petroleumsverksemda. Petroleumssektoren i Noreg har betalt CO₂-avgift sidan 1991 og vore ein del av det europeiske kvotesystemet sidan 2008. Sidan 1996 har kraft frå land vore vurdert i samband med alle nye eller reviderte utbyggingsplanar. Ein ambisiøs politikk nasjonalt må medverke til å redusere utsleppa globalt.

Ettersom utsleppa frå olje- og gassverksemda på norsk sokkel er underlagde det europeiske kvotesystemet, vil oljeselskapa på norsk sokkel, på lik linje med bedrifter i EU, medverke til å redusere dei kvotepliktige utsleppa fram mot 2030. I tillegg har næringa ambisiøse mål for utsleppskutt fram mot 2030 og vidare mot 2050. Regjeringa vil i samarbeid med næringa jobbe for at utsleppa frå olje- og gassproduksjonen på norsk sokkel blir kutta med 50 prosent innan 2030 og til netto null i 2050. Det er såleis på plass ein sterk verkemiddelbruk og ambisiøse mål for å redusere utsleppa frå olje- og gassproduksjon i Noreg. Regjeringa vil føre vidare kvoteplikt og CO₂-avgift som hovudverkemiddel i klimapolitikken på norsk sokkel. Med gjeldande kvotepris vil samla karbonpris (kvotepris og avgift) for petroleumsverksemda vere på over 1 600 kroner per tonn CO₂ i 2023.

Regjeringa vil at Noreg skal vere ein føregangsnasjon innan miljøvennleg energibruk og produksjon av fornybar energi. Eit hovudmål er at våre store og verdifulle fornybare energiressursar blir forvalta på ein god, langsiktig og berekraftig måte. For å styrke utviklinga av miljøvennleg produksjon og bruk av energi, er det viktig å ha langsiktige og stabile rammevilkår.

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

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

I tilleggsmeldinga Meld. St. 11 (2021–2022) til Meld. St. 36 (2020–2021) Energi til arbeid – langsiktig verdiskaping fra norske energiressurser, klargjer regjeringa ambisjonane og prioriteringane i energipolitikken. Regjeringa vil føre ein energipolitikk som bidrar til auka verdiskaping, og som innfrir Noregs internasjonale klimaforpliktingar. Tilleggsmeldinga viser korleis regjeringa vil satse på nye grøne næringar, som hydrogen, havvind, CO₂-handtering og ei framtidsretta olje- og gassnæring med låge utslepp.

I Meld. St. 28 (2019–2020) Vindkraft på land – Endringer i konsesjonsbehandlingen blei det foreslått fleire tiltak for å stramme inn behandlinga av vindkraftkonsesjonar, mellom anna å legge større vekt på omsynet til miljø og landskap ved utbygging av vindkraft. Regjeringa opna i april 2022, etter ein pause på tre år, igjen opp for konsesjonsbehandling av nye vindkraftprosjekt der vertskommunen samtykker til behandling. Framover skal eit skjerpa omsyn til natur og miljø, slik det følger av meldinga og stortingsbehandlinga av denne, leggast til grunn.

Regjeringa vil legge til rette for samfunnsøkonomisk lønnsam utbygging av havvind i Noreg. Utlysing av areal i dei opna områda Utsira Nord og Sørlege Nordsjø II er planlagd i fyste kvartal 2023.

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

Regjeringa satsar breitt på å utvikle kostnadseffektiv teknologi for fangst og lagring av CO₂. Stortinget vedtok hausten 2020 å gjennomføre Langskip i tråd med forslaget i Meld. St. 33 (2019–2020) og Prop. 1 S (2020–2021) frå Olje- og energidepartementet. Byggeprosjekta til Northern Lights og Norcem blei påbegynt i 2021 med planlagd ferdigstilling hausten 2024. Prosjektet til Hafslund Oslo Celsio på Klemetsrud starta i juli 2022, med planlagd ferdigstilling og oppstart i 2026. Arbeidet med å fremme CO₂-handtering som eit klimatiltak internasjonalt held fram.

Hydrogen kan vere ein låg- eller utsleppsfri energiberar når det blir produsert frå naturgass med CO₂-handtering eller ved elektrolyse av vatn med rein kraft. Derfor kan hydrogen spele ei sentral rolle i å redusere klimagassutslepp, særleg på område der direkte elektrifisering og bruk av batteri er vanskeleg. Noreg har i utgangspunktet gode føresetnader for å ta del i ein eventuell framtidig hydrogenmarknad, med eit sterkt næringsliv og gode forskings- og teknologimiljø. Hydrogen kan dermed også skape verdiar for norsk næringsliv. Regjeringa vil bidra til å bygge opp ei samanhengande verdikjede for hydrogen produsert med låge eller ingen utslepp, der produksjon, distribusjon og bruk blir utvikla parallelt. Regjeringa har lagt fram politikken sin for dette i Meld. St. 11 (2021–2022) Tilleggsmelding til Meld. St. 36 (2020–2021) Energi til arbeid – langsiktig verdiskaping fra norske energiressurser og i vegkartet for grønt industriløft.

7.1 Klima- og miljøutfordringar

Klima- og miljøutfordringar i olje- og gassutvinning er knytte til utslepp til luft og til sjø. Vassdrags- og vindkraftutbyggingar fører med seg inngrep i natur- og kulturmiljø.

Utslepp til luft

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

Noreg skil seg frå andre land ved at størstedelen av det innanlandske stasjonære energiforbruket er dekt av elektrisitet, og den innanlandske elektrisitetsproduksjonen er basert på vasskraft og vindkraft. Elektrisitet frå vasskraft bidrar til låge luftutslepp frå den innanlandske stasjonære energibruken. Det inneber òg at Noreg har eit snevrare grunnlag for å redusere utsleppa frå elektrisitetsproduksjon enn andre land. Utslepp frå innanlandsk energiforsyning (medrekna utslepp frå brenning av avfall der varmen blir utnytta til energiformål) og energi brukt til oppvarming i andre næringar og hushald var på 2,2 mill. tonn CO₂-ekvivalentar i 2021 (SSB: førebelse tal for 2021). Det svarer til om lag 6 prosent av dei samla utsleppa i Noreg.

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

På grunn av den særeigne samansetninga av norsk økonomi og at kraftproduksjonen på fastlandet består av nesten berre vasskraft, står verksemda på kontinentalsokkelen for ein vesentleg del av dei norske utsleppa av klimagassar. I 2021 sleppte petroleumsverksemda1 ut klimagassar tilsvarande 12 mill. tonn CO₂-ekvivalentar (CO₂ og metan). Dette er ein nedgang frå året før på om lag 8 prosent, noko som i hovudsak kjem av at Hammerfest LNG ikkje var i drift på grunn av brannen på anlegget i 2020. Utsleppa frå petroleumsverksemda utgjer om lag ein fjerdedel av dei samla norske klimagassutsleppa. Utsleppa frå verksemda er venta å vere relativt stabile dei neste åra.

Petroleumsverksemda sleppte i 2021 ut 40 049 tonn NO_x (nitrogenoksid). Utsleppa av NO_x frå petroleumsverksemda er om lag 27,5 prosent av dei samla NO_x-utsleppa i Noreg. Gassbrenning i turbinar, fakling av gass og dieselbruk på innretningane på kontinentalsokkelen er sentrale utsleppskjelder for NO_x.

Forstørr bilde

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

Olje- og gassutvinning står for om lag ein femtedel av dei samla norske nmVOC-utsleppa (flyktige organiske sambindingar utan metan), med utslepp i 2021 på 28 360 tonn. Sidan starten av 2000-talet er utsleppa av nmVOC frå petroleumsverksemda sterkt reduserte. Utsleppsreduksjonane er oppnådde som følge av at det er installert anlegg for fjerning og gjenvinning av oljedamp på lagerskip og skytteltankarar.

At norsk petroleumsverksemd er underlagd streng verkemiddelbruk, gir resultat. Norske utslepp er vesentleg lågare per produsert eining enn gjennomsnittet for oljeproduserande land, sjå figur 7.1. Utsleppa varierer mellom dei ulike felta, både i Noreg og internasjonalt.

Utslepp til sjø

Utsleppa til sjø frå petroleumsverksemda stammar i all hovudsak frå den regulære drifta og kjem frå produsert vatn, borekaks og restar av kjemikaliar og sement etter boring. Myndigheitene stiller strenge krav til at desse utsleppa er så låge som mogleg, at operatørane bruker kjemikaliar som inneheld minst mogleg av miljøfarlege stoff, og at industrien utviklar ny teknologi som kan redusere utsleppa. Petroleumsverksemda har over tid investert i tiltak som har redusert utsleppa betydeleg.

Produsert vatn følger med oljen opp frå reservoaret og inneheld naturleg førekommande stoff frå reservoaret og restar av tilsette stoff. I dag blir det produserte vatnet reinsa før utslepp til sjø eller injisert tilbake i undergrunnen. Borekaks som inneheld olje og borevæske, stod tidlegare for ein vesentleg del av oljeutsleppa frå verksemda, men blir no injisert i eigne reservoar eller tatt til land for vidare behandling. Ein sideeffekt av å injisere produsert vatn og oljehaldig borekaks/-væske er auka energibruk og dermed større utslepp til luft. Ilandføring av borekaks/-væske aukar transportbehovet og omfanget av avfallshandteringa på land.

Oljeselskapa er pålagde miljøovervaking for å følge med på verknaden av utslepp til sjø. Det er ikkje påvist skadelege effektar på miljøet som følge av utslepp av produsert vatn på norsk sokkel. Det er venta at voluma av produsert vatn vil halde seg på om lag same nivå som i dag dei neste åra.

Akutte utslepp til sjø

Petroleumsverksemda har i dei 50 åra med verksemd på norsk sokkel ikkje ført til store akutte utslepp av olje som har nådd land, og talet på utslepp på over ein kubikkmeter (m³) er av avgrensa omfang. Det er ikkje påvist skadelege effektar på miljøet som følge av utslepp til sjø frå petroleumsverksemda på norsk sokkel.

Inngrep ved utbygging av fornybar energi og nett

Utbygging av fornybar energiproduksjon som vasskraft og vindkraft fører med seg inngrep i natur- og kulturmiljø. Ved utnytting av fornybare energikjelder og ved bygging av kraftleidningar står ein derfor overfor viktige avvegingar. Vegar, kraftleidningar og andre installasjonar i tilknyting til vind- og vasskraftverk vil påverke økosystem, naturverdiar og naturopplevingar. Ved utbygging av ny produksjon og nye kraftoverføringar er det viktig å finne dei beste løysingane ut frå ei heilskapleg avveging av miljø- og samfunnsomsyn.

7.2 Verkemiddel som har ein klima- og miljøeffekt

CO₂-handtering

Regjeringa prioriterer arbeidet med å utvikle teknologiar og løysingar som kan medverke til å redusere klimagassutsleppa. Arbeidet med å utvikle kostnadseffektive løysingar for fangst og lagring av CO₂ er ein viktig del av denne satsinga.

Stortinget vedtok hausten 2020 å gjennomføre Langskip i tråd med forslaget i Meld. St. 33 (2019–2020) og Prop. 1 S (2020–2021) frå Olje- og energidepartementet. Planlagd oppstart av fangst frå Norcem og lagring i Northern Lights er hausten 2024. I 2022 sikra regjeringa saman med dei nye eigarane, Hafslund Oslo Celsio (tidlegare Fortum Oslo Varme), finansiering av eit CO₂-fangstprosjekt på Klemetsrud i Oslo. Planlagd oppstart er i 2026.

Regjeringas tiltak omfattar eit breitt spekter av aktivitetar, forsking, utvikling og demonstrasjon, i tillegg til internasjonalt arbeid for å fremme CO₂-handtering. Teknologisenter Mongstad (TCM) står sentralt i denne satsinga. Målet med teknologisenteret er å skape ein arena for målretta utvikling, testing og kvalifisering av teknologi for CO₂-fangst. I tillegg er det eit mål å medverke til å spreie kunnskap og erfaringar internasjonalt for å redusere kostnader og risiko for fullskala CO₂-fangst og auke aksepten for CO₂-handtering som klimatiltak. TCM blei opna i 2012, og det har sidan kontinuerleg vore testaktivitetar ved anlegget. Staten og dei industrielle partnarane Equinor, Shell og Total har ein driftsavtale som varer ut 2023.

CLIMIT-programmet for forsking, utvikling og demonstrasjon av teknologi for CO₂-handtering og ordninga med forskingssenter for miljøvennleg energi (FME) er òg viktig i arbeidet med CO₂-handtering.

Olje- og energidepartementet har sidan 2008 leia oppfølginga av handlingsplanen for å fremme utvikling og bruk av CO₂-handtering internasjonalt. Måla for arbeidet er å få auka aksept for fangst og lagring av CO₂ som eit viktig klimatiltak, å få ei brei forståing for reduksjonspotensialet som følger av teknologien, og å medverke til at teknologien blir tatt i bruk utanfor Noreg.

Det er oppretta ei rekke regionale og internasjonale samarbeid der Noreg ved Olje- og energidepartementet deltar. Mellom anna deltar departementet i North Sea Basin Task Force, Carbon Capture Utilisation and Storage Initiative under Clean Energy Ministerial og Carbon Sequestration Leadership Forum. Vidare samarbeider Noreg tett med EU og deltar i organ og forum retta mot å utvikle og ta i bruk teknologi for CO₂-handtering og å utvikle rammeverk for sikker fangst og lagring av CO₂. Olje- og energidepartementet er òg i dialog med styresmaktene i fleire aktuelle land i Europa om å inngå bilaterale avtalar for å kunne ta imot CO₂ for permanent geologisk lagring på norsk kontinentalsokkel.

Energi og vassressursar

Energiomlegging, energi- og klimateknologisatsing

Kvotesystemet, CO₂-avgift og fleire andre verkemiddel er med på å bygge opp under ei miljøvennleg energiomlegging og utvikling av energi- og klimateknologi. Miljøavgifter og særavgifter knytte til energi medverkar òg til å påverke energibruken. Det er innført energistandardar og energimerkeordningar for ei rekke produkt. Det er òg innført strenge forskrifter med krav til energibehov i nye bygg og ved større rehabiliteringar, og det er innført krav om energimerking ved sal, utleige og nyoppføring av bygningar. Enovas verksemd grensar opp mot og kompletterer dei andre delane av verkemiddelapparatet.

Bruk av fyringsolje har minka dei siste åra og resultert i reduserte utslepp. Gjennom byggteknisk forskrift er varmeinstallasjonar for fossilt brensel ikkje lov i nybygg og ved store ombyggingar. 1. januar 2020 blei det forbode å bruke mineralolje til oppvarming av bygg. Frå 1. januar 2022 blei forbodet utvida til òg å omfatte bruken av fossil olje til mellombels oppvarming og tørking av bygg under oppføring og rehabilitering. Ifølge gjeldande regelverk i byggteknisk forskrift (TEK17) er det ikkje tillate å installere varmeinstallasjonar for fossilt brensel (både fossil olje og gass) i nye bygg. I tillegg er støtteordningar i regi av Enova viktig.

Under gjeldande fornybardirektiv har EU mål om 20 prosent fornybar energi i 2020, og minst 32 prosent innan 2030. Rapporteringa for 2020 viser at EU hadde ein fornybarandel på 22,1 prosent i 2020. Noreg tok på seg ei plikt til å auke til 67,5 prosent fornybar energi i 2020. Noreg har saman med Island den største fornybarandelen i Europa. I 2020 var fornybarandelen i Noreg 77,4 prosent.

Den felles norsk-svenske marknaden for elsertifikat har vore eit viktig verkemiddel for å nå det norske målet på 67,5 prosent under fornybardirektivet. Ordninga starta opp 1. januar 2012. Det samla målet for ny fornybar elektrisitet i den felles elsertifikatmarknaden er 28,4 TWh i 2020. I tillegg har Sverige sett mål om ytterlegare 18 TWh i 2030 under elsertifikatordninga. Noreg er ansvarleg for å finansiere 13,2 TWh, uavhengig av kvar produksjonen kjem. Av produksjonen som inngår i produksjonsmålet, er det per 1. juli 2022 godkjent anlegg med ein normalårsproduksjon på 56 TWh. Av dette er anlegg med ein normalårsproduksjon på 20,7 TWh bygde i Noreg og anlegg med ein normalårsproduksjon på 35,3 TWh bygde i Sverige. I Noreg er det i tillegg godkjent anlegg under overgangsordninga med ein normalårsproduksjon på 3,1 TWh.

I 2021 blei det innført reglar om tilknyting av forbruk og produksjon med vilkår om utkopling eller reduksjon som alternativ til nettinvesteringar. I 2022 blei det innført effektbaserte tariffar i distribusjonsnettet. Desse reglane legg til rette for at straumnettet blir utnytta best mogleg. Betre utnytting av straumnettet reduserer behovet for nettutbygging og gjer at ein unngår naturinngrep.

Miljøomsyn ved vassdrags- og energiverksemd

Miljøomsyn i samband med fornybar kraftproduksjon og nett er tatt vare på gjennom sektorlovgivinga, plan- og bygningslova, forureiningslova, naturmangfaldlova og vassforskrifta.

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

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

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

Utbygging av ny fornybar kraftproduksjon må vere lønnsam og skje i eit tempo og omfang som ikkje får uakseptable verknader for lokalsamfunn og viktige miljø- og samfunnsinteresser. Det skal vere ei balansert utbygging basert på grundige avvegingar av fordelar og ulemper for samfunnet.

For betre å sikre dette på vindkraftområdet skal tiltaka som blei foreslått i Meld. St. 28 (2019–2020), og stortingsbehandlinga av denne, leggast til grunn for konsesjonsbehandling av vindkraftkonsesjonar. Ved behandlinga av meldinga i Stortinget var det brei einigheit om at negative verknader for landskap og miljø, samfunn og naboar skal vektleggast sterkare framover, jf. Innst. 101 S (2020–2021).

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

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

Klimatilpassing

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

NVE sine oppgåver knytte til førebygging av skred- og flaumskadar er delte inn i fem område: kartlegging, arealplanlegging, sikring, varsling og skred- og flaumfagleg bistand i beredskaps- og krisesituasjonar. For å førebygge skade på liv, helse og verdiar blir det ved utarbeiding av faresonekart tatt høgde for eit endra framtidig klima. Desse karta og fagleg rådgiving om klimaendringar er eit viktig grunnlag for arealplanarbeidet i kommunane og medverkar til at nye utbyggingar skjer i trygge område. I arealplanarbeid etter plan- og bygningslova er NVE høyringspart og kan fremme motsegn mot planar der NVE har eit forvaltningsansvar. Sikring av eksisterande busetting og kritisk infrastruktur står òg sentralt i NVE sitt arbeid med klimatilpassing. NVE arrangerer fagsamlingar rundt i landet for kommunar, konsulentar og andre, der kunnskap om flaum- og skredfare og klimatilpassing blir formidla. For arbeidet med flaum og skred er det utvikla eit godt samarbeid med andre statlege etatar, som Direktoratet for samfunnstryggleik og beredskap, Statens vegvesen, Jernbaneverket, Meteorologisk institutt og andre. I 2019 fekk NVE òg i oppdrag å bistå kommunane i å førebygge skadar frå overvatn gjennom kunnskap om avrenning i tettbygde strøk (urbanhydrologi) og rettleiing ved kommunal arealplanlegging.

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

Petroleumsverksemda

Klimautfordringa er global og kan berre løysast gjennom eit breitt internasjonalt samarbeid. I samsvar med dei overordna prinsippa for klimapolitikken i Noreg er petroleumssektoren omfatta av sterke økonomiske verkemiddel, som CO₂-avgift og EUs klimakvotesystem. Samla gjer det at næringa betaler ein høg pris for utslepp, noko som legg til rette for betydelege utsleppsreduksjonar. Oljeselskapa på norsk sokkel vil på lik linje med bedrifter i EU medverke til å redusere kvotepliktige utslepp fram mot 2030. Regjeringa vil føre vidare kvoteplikt og CO₂-avgift som hovudverkemiddel i klimapolitikken på norsk sokkel. Vidare må selskapa betale avgift for sine utslepp av NO_x eller slutte seg til miljøavtalen mellom den norske staten og næringsorganisasjonane. Avtalen er no ført vidare til 2027.

Med gjeldande kvotepris vil samla karbonpris (kvotepris og avgift) i petroleumsverksemda vere på over 1 600 kroner per tonn CO₂ i 2023. Høge utsleppskostnader gir selskapa som opererer på norsk sokkel, ei sterk eigeninteresse av å redusere utslepp av klimagassar og samtidig forske på og utvikle teknologiar med lågare utslepp. I Hurdalsplattformen skriver regjeringen at den vil gradvis øke CO₂-avgiften på sokkelen. Dette vil vurderes i de årlige budsjettene.

Omsyn til miljø er ein integrert del av forvaltninga av dei norske petroleumsressursane. Miljøreguleringar skjer på alle stadium av verksemda: frå vurdering av opning av eit område for petroleumsverksemd, ved leiting, ved vurdering av korleis eit felt skal byggast ut, ved spesifikke løyve knytte til drifta av feltet, ved årlege endringar av desse og fram til avslutting av produksjon og disponering av innretningane. Dette sikrar eit omfattande system der alle relevante myndigheiter er med.

Utsleppa frå petroleumsverksemda i Noreg er regulerte gjennom fleire lover, mellom anna petroleumslova, CO₂-avgiftslova, særavgiftslova, klimakvotelova og forureiningslova. Oppdateringar av forvaltningsplanar og nye konsekvensutgreiingar med oppdatert kunnskap gjer at ei avgjerd kan takast på eit best mogleg faktagrunnlag. Høyringsrundar gir alle aktørar høve til å bli høyrde. I tillegg kan myndigheitene gjere enkeltvedtak, for eksempel ved godkjenning av utbyggingsplanar.

Brenning av overskotsgass har aldri vore lov på norsk sokkel, og brenning av gass i fakkel er berre tillate når det er nødvendig av sikkerheitsgrunnar. Slik brenning er berre tillate etter løyve frå Olje- og energidepartementet.

Utnytting av stordriftsfordelar som legg til rette for energieffektiv drift, har alltid vore eit viktig omsyn for aktiviteten på sokkelen. Nye utbyggingar baserer seg på best tilgjengeleg teknologi.

Ved behandlinga av Innst. S. nr. 114 (1995–1996) vedtok Stortinget at det ved alle nye feltutbyggingar skal leggast fram ei oversikt over energibehov og kostnadene ved å bruke kraft frå land framfor gassturbinar. Kraft frå land skal vurderast av operatøren og følgast opp av myndigheitene ved behandlinga av kvar ny plan for utbygging og drift. Ei kraft frå land-løysing krev normalt løyve etter både energiloven og petroleumsloven. Ei sak til sak vurdering sikrar at relevante omsyn blir ivareteke ved val av slike løysingar. Vurdering av kraftsituasjon og nettkapasitet i regionen vil vere viktig kunnskap i behandlinga av enkeltprosjekt.

Dei teknologiske og økonomiske konsekvensane av ei løysing med kraft frå land varierer sterkt frå utbygging til utbygging. Kraft frå land krev store investeringar og vil ofte berre vere realistisk ved enkelte større, sjølvstendige utbyggingar eller større ombyggingar av store felt. Kraft frå land til eksisterande innretningar generelt er svært dyrt. Gitt variasjonen i konsekvensar er det avgjerande å ta stilling til spørsmålet om bruk av kraft frå land ved behandlinga av den enkelte utbygginga.

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

Petroleumsverksemda har på eige initiativ sett seg konkrete mål for utsleppsreduksjonar for sine aktivitetar på norsk sokkel. Sjå kap. 7.3 for ein nærmare omtale.

Forsking og utvikling

Regjeringa si satsing på forsking og utvikling i energi- og petroleumsverksemda er avgjerande for at Noreg skal vere ein føregangsnasjon innan miljøvennleg energiproduksjon og -bruk. Satsinga bidrar til å utvikle og ta i bruk nye teknologiar og løysingar og til effektiv og berekraftig utnytting av dei norske energi- og petroleumsressursane. Samtidig skal støtta gi norsk næringsliv og kompetansemiljø betre evne til å konkurrere i dei internasjonale marknadene for miljø- og klimavennlege energiløysingar.

Olje- og energidepartementet er den største bidragsytaren til finansiering av miljø- og klimarelevant forsking og utvikling gjennom Noregs forskingsråd.

Energiforsking

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

Energi21 er myndigheitene og næringa sin strategi for forsking, utvikling, demonstrasjon og kommersialisering av ny, klimavennleg energiteknologi. Energi21 gir myndigheitene og energibransjen råd om innretning av satsinga på forsking og utvikling av teknologiar for fornybar energi, energisystemet, energieffektivisering, CO₂-handtering og energi til transportformål.

Den nye Energi21-strategien frå 2022 tilrår å prioritere satsinga på energiteknologi på åtte område, med særleg vekt på dei to første:

• integrerte og effektive energisystem

• energimarknader og regulering

• hydrogen

• vasskraft

• batteri

• solenergi

• havvind

• CO₂-handtering

Det er ni teknologisk retta forskingssenter for miljøvennleg energi (FME) for høvesvis CO₂-handtering, miljøvennleg transport, vasskraft, vindkraft, biodrivstoff, energieffektivisering i industrien, smarte energisystem, nullutslepp i byområde og solceller. I 2022 blei det i tillegg oppretta to nye FME for hydrogen. Det er òg to samfunnsvitskaplege FME-ar: NTRANS, som skal forske på kva rolle energisystemet har i omstillinga til eit lågutsleppssamfunn, og INCLUDE, som skal utvikle kunnskap og løysingar for å få eit sosialt rettferdig lågutsleppssamfunn. FME-ordninga, som ligg under Noregs forskingsråd, er ein av dei viktigaste berebjelkane for norsk satsing på forsking, utvikling og innovasjon for berekraftige energisystem i framtida.

ENERGIX er Noregs forskingsråd sitt store, målretta program på energiområdet. ENERGIX finansierer forsking og innovasjon for ei berekraftig utvikling av energisystemet. Programmet femner alt frå utvikling av energisystemet og fornybar energiteknologi til effektiv bruk av energi i bygg, industri og transport. Målet er å medverke til omstilling til lågutsleppssamfunnet og å fremme eit konkurransedyktig norsk næringsliv. ENERGIX er det viktigaste programmet i Forskings-rådet for forsking på reduserte utslepp.

Noreg har ei internasjonal leiarrolle i utviklinga av teknologi for CO₂-handtering. CLIMIT er det offentlege støtteprogrammet for forsking, utvikling og demonstrasjon av teknologiar for fangst og lagring av CO₂ frå fossilt basert kraftproduksjon og industri. Programmet er administrert av Gassnova saman med Noregs forskingsråd. CLIMIT skal gi økonomisk støtte til prosjekt som utviklar kunnskap, kompetanse, teknologi og løysingar som kan gi viktige bidrag til kostnadsreduksjonar og stor internasjonal utbreiing av CO₂-handtering.

Petroleumsforsking

Offentleg støtte til FoU og kompetansebygging i petroleumsverksemda er viktig for å sikre ei effektiv og miljøvennleg utnytting av petroleumsressursane og samtidig medverke til utvikling av den norske petroleumsverksemda som vår fremste høgteknologiske kunnskapsindustri. Satsinga bidrar til å bygge opp kunnskap og utvikle nye, meir miljøvennlege teknologiar og løysingar. Redusert miljøpåverknad og reduserte klimagassutslepp er viktige mål for petroleumsforskingsprogramma PETROMAKS 2 og DEMO 2000.

Den nasjonale teknologistrategien for petroleumsverksemda, OG21, trekker fram fire prioriterte teknologiområde: klima, energieffektivitet og miljø; leiting og auka utvinning; boring, komplettering og intervensjon; produksjon, prosessering og transport. Strategien har ei betydeleg merksemd retta mot klima og energieffektive og utsleppsreduserande løysingar.

Departementet legg vekt på at delar av løyvinga til petroleumsforsking skal gå til prosjekt knytte til energieffektivisering og reduserte klimagassutslepp. I 2021 gjekk rundt 40 prosent av tildelingane frå dei to programma til prosjekt med relevans for dette formålet. I hovudsak er prosjekta knytte til elektrifisering og meir effektiv bruk av energi. Tala er baserte på Noregs forskingsråd sine eigne vurderingar og system for teljing.

Det blir løyvd midlar til tre forskingssenter som mellom anna skal utvikle klima- og miljøvennlege løysingar for norsk petroleumsverksemd.

Forskingssenteret for lågutsleppsteknologi for petroleumsverksemda på norsk sokkel skal utvikle lågutslepps- eller nullutsleppsteknologi som gjer det mogleg at utbygging og drift av petroleumsførekomstar i framtida kan skje med lågast moglege utslepp av klimagassar. Senteret skal òg utvikle teknologi som kan medverke til ein betydeleg reduksjon av utslepp frå eksisterande installasjonar. Dei to andre sentera, National NCS2030 og CSSR, skal gi ny kunnskap når det gjeld verdiskaping og produksjon av olje og gass på norsk sokkel. Reduksjon av klimagassutslepp frå norsk sokkel står òg sentralt, og begge sentera skal gi kunnskap og løysingar når det gjeld å nå måla om nullutslepp.

Det blir òg løyvd midlar til sjøfuglprogrammet SEAPOP (Seabird Population Management and Petroleum Operations). Programmet skal gi betre kunnskap om utbreiing, tilstand og utvikling av norske sjøfuglbestandar i lys av menneskeleg aktivitet i havområda og kystsona, mellom anna innanfor petroleumsverksemda og område som er aktuelle for fornybar energiproduksjon til havs.

7.3 Status for utsleppsutvikling petroleumssektoren

Stortinget gjorde i samband med behandlinga av Prop. 113 L (2019–2020) Midlertidige endringer i petroleumsskatteloven og Innst. 351 L (2019–2020) i juni 2020 oppmodingsvedtak 684:

«Stortinget ber regjeringa sammen med bransjen legge fram en plan for hvordan utslippene fra olje- og gassproduksjonen på norsk sokkel reduseres med 50 prosent innen 2030, sammenlignet med 2005, innenfor dagens virkemiddelbruk. Videre må planen ivareta hensynet til kostnadseffektive utslippsreduksjoner, herunder videre elektrifisering av eksisterende felt og lav- og nullutslippsteknologi på nye felt og hensynet til kraftsystemet på fastlandet….»

Oppmodingsvedtaket og oppfølginga blei omtalt i Meld. St. 36 (2020–2021) Energi til arbeid – langsiktig verdiskaping fra norske energiressurser. I Prop. 1 S (2021–2022) frå Olje- og energidepartementet blei det slått fast at regjeringa har følgt opp Stortingets oppmodingsvedtak nr. 684 av 12. juni 2020. Som ledd i oppfølginga blei det sagt at status for utsleppsutviklinga skal vere med i dei årlege budsjettproposisjonane, i tillegg til ein breiare gjennomgang kvart tredje år, første gong i 2024.

I Meld. St. 36 (2020–2021) Energi til arbeid – langsiktig verdiskaping fra norske energiressurser blei det gitt ei oversikt over korleis vi våren 2021 låg an for å nå målet om ein utsleppsreduksjon på 50 prosent. Denne oversikta viste at utsleppa er på veg ned, og at vi vil nå målet om 50 prosent reduksjon midt på 2030-talet.

Utsleppsprognosane som inngår som ein del av nasjonalbudsjettet for 2023, viser eit liknande bilete som det som blei presentert i Meld. St. 36 (2020–2021). Figur 7.2 viser anslag på utsleppsutviklinga framover. Som det går fram av figuren, er utsleppa ifølge Oljedirektoratets siste anslag forventa å bli reduserte med rundt 35 prosent innan 2030 samanlikna med 2005, og utsleppa er forventa å bli halverte rundt midten av 2030-talet.

Forstørr bilde

Kilde: Oljedirektoratet

Olje- og gassnæringa har gjennom KonKraft, ein samarbeidsarena som består av Offshore Norge, Norsk Industri, Norges Rederiforbund og LO, sett seg som mål å redusere sine absolutte klimagassutslepp frå produksjonen av olje og gass med 40 prosent innan 2030 samanlikna med 2005, og vidare til nær null i 2050. Som følge av oppmodingsvedtaket ser bransjen også på om det er mogleg å redusere utsleppa med 50 prosent innan 2030 samanlikna med 2005.

I rapporten Framtidens energinæring på norsk sokkel – Klimastrategi mot 2030 og 2050 – Statusrapport 2022 antydar KonKraft at det kan vere mogleg å nå ein reduksjon på 50 prosent allereie i 2030. Dei har da inkludert alle tiltaka selskapa arbeider med, inkludert samordning/nedlegging av infrastruktur. Det er knytt ein del føresetnader til at ein kan få ei slik utsleppsutvikling, mellom anna tilgang til kraft frå land til nye prosjekt, opprettinga av eit CO₂-fond, forlenging av NO_x-fondet utover 2027 og fleire støtteordningar. Det er verdt å merke seg at samordning/nedlegging av infrastruktur for første gong inngår som eit tiltak. Det bidrar til ein utsleppsreduksjon på rundt 0,5 mill. tonn i 2030.

Petroleumsnæringa har i lang tid arbeidd aktivt med å redusere utsleppa på norsk sokkel, inspirert av høge prisar på utslepp. Dei viktigaste verkemidla for å redusere utsleppa er nærmare omtalte under kap. 7.2.

Det klart viktigaste tiltaket for å redusere utsleppa både historisk og dei nærmaste åra vil vere kraft frå land, inkludert tiltak som er under utbygging, er godkjend eller nær vedtak. For fleire innretningar er kraft frå land-løysingar under etablering. Det gjeld innretningane på felta til områdeløysinga på Utsirahøgda (Edvard Grieg/Ivar Aasen, Gina Krog, Sleipner Øst) og for innretningane Oseberg feltsenter, Oseberg Sør og Troll B og C.

I tillegg blir dei nye utbyggingane Wisting og NOAKA planlagde med drift basert på kraft frå land. Rettshavarane vurderer omlegging av energiforsyninga på felta Draugen og Njord til drift med kraft frå land er under planlegging. Desse prosjekta siktar mot eit investeringsvedtak i 2022. Kraft frå land til desse prosjekta vil medføre at ein totalt unngår om lag 850 000 tonn CO₂-utslepp årleg på sokkelen.

I tillegg blir det arbeidd med planar for bruk av meir kraft frå nettet til landanlegga Hammerfest LNG og gassterminalen på Kårstø. Det er særleg usikkert om prosjektet på Kårstø vert gjennomført.

Selskapa arbeider kontinuerleg med å redusere utsleppa gjennom energieffektivisering og redusert fakling. Energieffektivisering inneber meir effektiv kraftproduksjon frå gassturbinane og/eller meir effektiv bruk av krafta. Generelt er dette mange mindre tiltak som til saman over tid bidrar til ikkje ubetydelege utsleppsreduksjonar.

Vindkraftanlegget Hywind Tampen – som delvis vil forsyne felta Gullfaks og Snorre med straum, er under utbygging og skal etter planen komme i drift i 2022. Ein føresetnad for bruk av havvind er at felta også har ei anna, stabil løysing for kraftforsyninga, i praksis gassturbinar eller kraft frå land. Effekten på utsleppa på sokkelen vil avhenge av kva for energiløysing som blir erstatta, og av oppetida. Denne type løysingar er óg under vurdering på enkelte andre felt.

Høge utsleppskostnader i sektoren, kombinert mellom anna med selskapa sine eigne utsleppsmål, kan føre til større endringar i oppstraumsinfrastrukturen for å redusere utsleppa, for eksempel ved å fjerne innretningar ved å rute brønnstraumen (-ane) om til eit anna anlegg med reservekapasitet eller stenge brønnar. I den grad konsolidering inneber at lønnsam produksjonskapasitet eller framtidig fleksibilitet blir avvikla, kan dette ofte vere svært dyre tiltak i eit heilskapleg sokkelperspektiv. Utan heilskaplege vurderingar kan slik konsolidering av infrastruktur kunne gå på kostnad av god ressursforvaltning og av kor mykje lønnsam olje og gass som kan bringast til marknaden over tid. Dagens situasjon i den europeiske energimarknaden, der våre allierte i Europa i lang tid framover vil vere avhengige av å importere olje og gass, gjer dette enda meir krevjande.

I tillegg til tiltaka som alt er nemnde, ser selskapa på andre løysingar for å redusere utsleppa. Desse løysingane har i dag preg av å vere tidlegfasekonsept meir enn konkrete moglegheiter som det kan vere både teknisk mogleg og formålstenleg å gjennomføre på enkeltinnretningar. Det kan vere tiltak som CCS, varmekraft, hydrogen/ammoniakk og brenselsceller. Desse tiltaka er i dag umodne offshore, og det vil krevje vesentlege forbetringar i teknologisk modenheit og kostnader før tiltaka eventuelt kan ventast å levere utsleppsreduksjonar. Dei vil derfor truleg ikkje bidra til vesentlege utsleppsreduksjonar før 2030, men dei kan bidra til utsleppsreduksjonar utover på 2030-talet og mot 2050.

Oljeselskapa og den kompetansen og erfaringa som er opparbeidd i olje- og gassnæringa, er viktig også for å bidra til reduserte utslepp i tilknytte næringar og andre sektorar. Petroleumsnæringa ligg mellom anna langt framme når det gjeld å kontrahere skip som bruker ulike utsleppsreduserande teknologiar. Fleire operatørselskap har stilt krav om for eksempel batterihybride skip, landstraum og energieffektivisering ved nye langtidskontraktar. I Hurdalsplattforma har regjeringa gått inn for å stille krav til offshore supplyskip om lågutsleppsløysingar frå 2025 og nullutslepp frå 2030.

Også innan havvind, hydrogen, ammoniakk og CO₂-handtering er oljeselskap involverte. Eksempelvis har departementet i år tildelt fleire selskap – som er aktive petroleumsprodusentar på norsk sokkel, løyve for å leite etter mulig CO₂-lagring etter lagringsforskrifta. Selskapa arbeider med å kunne tilby aktørar med CO₂-utslepp heime og ute, inkludert ved produksjon av blå hydrogen/ammoniakk, lagring av fanga CO₂ på kommersielle vilkår.

Olje- og energidepartementet følger utsleppsutviklinga nøye framover, og regjeringa vil i 2024 gi ein breiare gjennomgang av utsleppsutviklinga. Dersom utsleppsutviklinga viser vesentlege avvik frå 2021-planen, vil vi komme tilbake i 2024 med ei vurdering av behovet for tiltak i samband med prosessen knytt til innmeldingane av forsterka klimamål og ny klimamelding.

7.4 Klimaeffekten av budsjettet som er lagt fram

Satsinga på FoU og ny teknologi i energi- og petroleumsverksemda skal medverke til meir effektiv og miljøvennleg utnytting av norske energiressursar. Vidare skal satsinga bidra til å redusere nasjonale og globale utslepp utover det ein kan forvente med eksisterande teknologi og løysingar. Den kunnskapen ein kjem fram til i dag, vil kunne gi grunnlag for ny forsking og ny kunnskap. På grunn av at omfanget av og tidspunktet for introdusering og kommersialisering av ny teknologi eller teknologi under utvikling er usikkert, finst det ingen presise overslag over framtidige utsleppseffektar av teknologi som berre er på forskings- og utviklingsstadiet.

Arbeidet med CO₂-handtering skal medverke til å utvikle og demonstrere teknologi for fangst og lagring av CO₂ med eit spreiingspotensial. Det overordna målet er å medverke til at CO₂-handtering blir eit kostnadseffektivt tiltak i arbeidet mot globale klimaendringar. Tiltaka i regjeringas arbeid omfattar forsking, utvikling og demonstrasjon, i tillegg til internasjonalt arbeid for å fremme CO₂-handtering. Det er ikkje mogleg per i dag å kvantifisere utsleppsreduksjonane som desse tiltaka kan utløyse. Klimaeffektane av Langskip-prosjektet kjem både direkte gjennom utsleppsreduksjonar i Noreg og indirekte gjennom kostnadsreduksjonane demonstrasjon og utvikling av CO₂-handtering vil gi, og at det blir etablert infrastruktur for prosjekta som kjem etter. Dei direkte nasjonale utsleppsreduksjonane frå prosjektet vil i første omgang vere om lag 400 000 tonn CO₂ per år når Norcems fangstprosjekt etter planen blir sett i drift i 2024, og auke til om lag 800 000 tonn CO₂ per år når Hafslund Oslo Celsios prosjekt blir sett i drift, etter planen i 2026. Av dei vil om lag 200 000 tonn CO₂ frå Hafslund Oslo Celsio kunne reknast mot forpliktinga Noreg har overfor EU om reduksjonar i ikkje-kvotepliktige utslepp. Norcems sementfabrikk er ein del av kvotepliktig sektor. Det vises også til Klima- og miljødepartementet si samla vurdering av klimaeffekten av budsjettet.

7.5 Oppfølging av FNs berekraftsmål

I 2015 vedtok FNs medlemsland 17 mål for berekraftig utvikling fram mot 2030. Berekraftsmåla består av 17 hovudmål og 169 delmål og utgjer FNs arbeidsplan for å utrydde fattigdom, nedkjempe ulikskap og stoppe klimaendringane innan 2030. Måla er universelle, de vil seie at alle land har ansvar for å følge opp måla nasjonalt. Måla skal fungere som ei felles global retning for statar, næringsliv og sivilsamfunn.

Kommunal- og distriktsdepartementet koordinerer arbeidet med nasjonal oppfølging av berekraftsmåla. Olje- og energidepartementet har ansvar for oppfølging av hovudmål 7 Rein energi for alle. I tillegg leverer Olje- og energidepartementet på hovudmål 13 Stopp klimaendringane – gjennom mellom anna satsing på fangst, transport og lagring av CO₂.

Berekraftsmål nr. 7, energimålet, seier at ein skal «sikre tilgang til påliteleg, berekraftig og moderne energi til ein overkommeleg pris».

Delmål 7.2 går ut på å auke prosentdelen fornybar energi i verda vesentleg. I Noreg er praktisk talt alle sikra tilgang til energi. Om lag 73 prosent av det totale energiforbruket kjem frå fornybare kjelder, i hovudsak vasskraft. Dette er eit høgt tal i internasjonal samanheng. Noreg har overskot av kraft i eit normalår. Eit veldrive og effektivt energisystem gir god forsyningssikkerheit og bidrar til å halde kostnadene nede.

Regjeringa har innført ei rekke mellombelse støtteordningar som skal hjelpe folk med å handtere dei rekordhøge straumprisane gjennom vinteren 2021–2022: auka bustøtte, straumstipend til studentar og ei straumstøtteordning for hushald. På bakgrunn av oppdaterte vurderingar av kraftsituasjonen framover er den mellombelse straumstøtteordninga foreslått forlengd til og med desember 2023.

Regjeringa følger kraftsituasjonen nøye. Det blir arbeidd med tiltak som skal legge til rette for betre fastprisavtalar til folk og bedrifter. Regjeringa har utnemnt ein energikommisjon som skal kartlegge energibehova og foreslå auka energiproduksjon. Målet er at Noreg framleis skal ha overskotsproduksjon av kraft, og at norsk industri og straumkundar framleis skal ha rikeleg tilgang på fornybar kraft.

Vasskrafta står i dag for nesten 90 prosent av den norske kraftforsyninga, og potensialet for ny vasskraft er avgrensa. Verneplanen for vassdrag ligg i hovudsak fast. Sjølv om det største potensialet er realisert, vil vasskrafta framleis stå for størsteparten av den norske kraftforsyninga i tida framover.

Dei siste åra er det særleg vindkraft på land som har bidratt med ny fornybar kraftproduksjon. Dei fleste vindkraftanlegga hadde frist for å komme i drift i 2021. Produksjon av vindkraft og annan fornybar energi er klimavennleg. Samtidig må utbygginga skje slik at det ikkje gir uakseptable verknader for lokalsamfunn og viktige miljø- og samfunnsinteresser. I april 2022 opna regjeringa igjen for konsesjonsbehandling av vindkraft på land, der vertskommunane samtykker til det, etter ein pause på tre år. Behandlinga av nye prosjekt skjer på bakgrunn av vindkraftmeldinga (Meld. St. 28 (2019–2020)) og stortingsbehandlinga av denne. Rolla til kommunen skal styrkast, og det skal stillast strengare krav til konsesjonsbehandlinga basert på eit oppdatert kunnskapsgrunnlag. Regjeringa vil legge til rette for at lokalsamfunn som stiller sine naturressursar til disposisjon for vindkraftutbygging, får meir igjen for det og blir sikra ein rettmessig del av verdiskapinga.

Hywind Tampen er under utbygging. Dette blir den største flytande havvindparken i verda med ein kapasitet på 88 MW og skal dekke delar av kraftbehovet på felta Snorre og Gullfaks. Havområda Utsira nord og Sørlege Nordsjø II er opna for søknader om fornybar energiproduksjon. Det første prosjektet på Sørlege Nordsjø II, som vil vere på om lag 1500 MW, skal forsyne Fastlands-Noreg. Regjeringa har starta arbeidet med å identifisere nye område for fornybar energiproduksjon til havs. Det er ikkje avklart kor store delar av krafta som vil gå inn i det norske kraftsystemet, og kor mykje som vil bli eksportert til Europa. Havvindpolitikken til regjeringa er nærmare omtalt i Meld. St. 11 (2021–2022) Tilleggsmelding til Meld. St. 36 (2020–2021).

Verkemidla på tilbods- og forbrukssida støttar opp om ytterlegare overgang frå fossil til fornybar energi og meir effektiv energibruk. Meld. St. 36 (2020–2021) Energi til arbeid – langsiktig verdiskaping fra norske energiressurser presenterte ein elektrifiseringsstrategi med tiltak som på kort og lang sikt skal bidra til ei balansert utvikling av kraftsystemet. Stortingsmeldinga presenterte også eit vegkart for etablering av ei samanhengande verdikjede for hydrogen der produksjon, distribusjon og bruk blir utvikla parallelt. Regjeringa stiller seg bak dette vegkartet og har konkretisert og oppdatert hydrogenpolitikken i Meld. St. 11 (2021–2022) Tilleggsmelding til Meld. St. 36 (2020–2021) og i vegkartet for grønt industriløft.For at hydrogen skal vere eit reelt alternativ, må det produserast utan eller med svært låge utslepp, og det må vere tilgjengeleg, konkurransedyktig og sikkert. Noreg har i utgangspunktet gode føresetnader for å ta del i ein eventuell framtidig hydrogenmarknad. Vi har eit sterkt næringsliv og gode forskings- og teknologimiljø. Vi har industriverksemder med kompetanse og ambisjonar for produksjon og bruk av hydrogen. Vi har fornybarressursar og naturgassressursar som kan gi produksjonsfortrinn. Ulike analysar viser eit stort spenn i storleiken på ein framtidig hydrogenmarknad. Det er også stor uvisse om og når ein slik marknad vil få ein viss storleik, og i kva segment hydrogen eventuelt vil vinne fram. Utviklinga er i stor grad avhengig av politisk bestemte klimatiltak og av teknologiutviklinga for både hydrogen og konkurrerande teknologiar og løysingar. Regjeringa vil bidra i utviklinga av ein marknad for hydrogen i Europa mellom anna gjennom å delta i relevante samarbeidsforum og -program for hydrogen, regelverksutforming i Europa, forskingssamarbeid og bilateralt samarbeid med relevante land.

Berekraftsmål 7.3 seier at energieffektiviteten skal forbetrast på verdsbasis. Energimarknadene globalt og i Europa står overfor store endringar, mellom anna som følge av ny teknologi, skjerpa klimapolitikk og aukande energietterspørsel. I åra framover er bruken av elektrisitet i Noreg venta å auke i fleire sektorar og på nye område, særleg på grunn av elektrifisering av industri, transport, installasjonar på norsk kontinentalsokkel og ny kraftkrevjande næringsverksemd. Det er strenge energikrav til nye bygg og krav om økodesign og energimerking av energirelaterte produkt. Noreg har eit nasjonalt mål om å forbetre energiintensiteten med 30 prosent frå 2015 til 2030. Energiintensiteten viser kor effektivt vi som samfunn bruker energien.

Internasjonalt bidrar bistandsbudsjettet til auka tilgang til elektrisitet og utbygging av fornybar energi. Å produsere energi utan klimagassutslepp er ei av dei store globale utfordringane i vår tid. Energitilgangen er ustabil og utilstrekkeleg i mange utviklingsland. Regjeringa støttar derfor internasjonale initiativ som bidrar til varig energiomlegging og utfasing av kolkraft. Gjennom Norfund gir Noreg støtte til utbygging av fornybar energi i ei rekke land i regi av privat sektor. I 2021 investerte Norfund i energiprosjekt med ein total kapasitet på 1475 MW. Norfund skal stå for forvaltninga av det nye klimainvesteringsfondet, som vil ha ein årleg kapitaltilførsel på 2 mrd. kroner. Løyvinga til fornybar energi dekker tiltak som forbetrar investeringsklimaet og reduserer risiko, betrar energiforvaltninga i samarbeidslanda, bygger ut straumnettet, støttar lokale straumløysingar og bidrar til auka bruk av reine kokeomnar og til utfasing av kol. Innsatsen er særleg retta mot partnarland i Afrika. Heile 91 prosent av innbyggjarane i verda har no tilgang til elektrisitet, ein auke frå 83 prosent i 2010.

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

Berekraftsmål 13 handlar om å stoppe klimaendringane. Regjeringa har sett i gang prosjektet Langskip, eit prosjekt for å fange, transportere og lagre CO₂. Gjennom Langskip-prosjektet bidrar Noreg til å utvikle CO₂-handtering som eit effektivt klimatiltak og gi teknologiutvikling i eit internasjonalt perspektiv, jf. Meld. St. 40 (2020–2021).

7.6 Olje- og energidepartementet sitt miljøarbeid i eige verksemd

Departementsfellesskapet er miljøsertifisert og registrert i EMAS (Eco Management and Audit Scheme). I samarbeid med dei andre departementa jobbar Olje- og energidepartementet for å kontinuerleg redusere miljøpåverknaden ved den daglege drifta av eige departement. Rapportering av miljøarbeidet i departementa blir publisert årleg på nettsida Miljørapport på regjeringa.no.

8 Olje- og energidepartementets sikkerheits- og beredskapsarbeid

Olje- og energidepartementet (OED) har ansvar for eigen beredskap og for å vere klar til å delta i ei sentral handtering ved nasjonale kriser.

Departementet har òg det overordna ansvaret for den kritiske samfunnsfunksjonen kraftforsyning. Det operative ansvaret for kraftforsyningsberedskapen er delegert til Noregs vassdrags- og energidirektorat (NVE), som er beredskapsmyndigheit etter energilova kapittel 9. NVE leiar Kraftforsyningas beredskapsorganisasjon (KBO), der einingane i kraftforsyninga deltar. Forhold knytt til den aktuelle kraftsituasjonen er omtalt i kap. 9 Oppfølging av kraftsituasjonen. OED har vidare ansvar og oppgåver knytte til å førebygge skade som følge av dambrot, flaum og skred.

Departementet har sektoransvar for olje- og gassaktivitetane som ligg under verkeområdet til petroleumslova. Det er Arbeids- og inkluderingsdepartementet som har regelverks- og tilsynsansvar for helse, arbeidsmiljø og sikkerheit og for sikring, inkludert beredskap, i petroleumsverksemda. Ansvaret for raffineri og drivstofforsyning ligg hos Nærings- og fiskeridepartementet.

8.1 Implementering av sikkerheitslova

Lov om nasjonal sikkerhet (sikkerheitslova) tok til å gjelde 1. januar 2019, og alle sektorar arbeider med å implementere lova. Formålet med lova er å trygge dei nasjonale sikkerheitsinteressene våre og å førebygge, avdekke og motverke verksemd som truar sikkerheita. Dei nasjonale sikkerheitsinteressene blir trygga ved at departementa identifiserer grunnleggande nasjonale funksjonar (GNF) innanfor sine ansvarsområde. Verksemder av avgjerande betydning for GNF blir underlagde sikkerheitslova og nødvendige sikringstiltak for skjermingsverdige verdiar blir gjennomførte. For å vareta formålet med lova vil GNF-prosessen vere ein kontinuerleg prosess. Denne prosessen kan føre til endringar når det gjeld identifiserte funksjonar og skjermingsverdige verdiar, kva for verksemder som er av vesentleg og avgjerande betyding, og i kva grad ei verksemd er avhengig av eksterne ressursar (andre verksemder). Kva som krevst for å oppnå eit forsvarleg sikkerheitsnivå, kan òg bli endra.

OED har identifisert desse grunnleggande nasjonale funksjonane i eigen sektor:

• GNF 1 er nasjonal kraftforsyning. Nasjonal kraftforsyning representerer ein samla nasjonal funksjon og er å forstå som kraftsystemet på nasjonalt nivå.

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

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

• GNF 4 er transport av gass i rør til Europa

Dei to første identifiserte GNF-ane er innmelde til sikkerheitsorganet (Nasjonal sikkerheitsmyndigheit). Arbeidet med GNF 3 og 4 er undervegs. Departementet har identifisert verksemder som er av vesentleg eller avgjerande betydning for GNF-en nasjonal kraftforsyning. I tillegg er enkelte verksemder i petroleumssektoren underlagde delar av lova, jf. sikkerheitslova § 1-3 første ledd a).

NVE er peikt ut som sektortilsyn etter sikkerheitslova for kraftsektoren. Det er ikkje gitt dispensasjonar frå krava til sikring av dei identifiserte objekta i kraftsektoren.

OED vil følge opp eventuelle behov for straum som blir melde inn frå andre departement.

8.2 Skred og vassdrag

Ansvaret for gjennomføringa av statlege oppgåver knytte til å førebygge skade som følge av dambrot, flaum og skred er delegert til NVE.

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

NVE gir hjelp og rettleiar kommunane i å førebygge skadar frå flaum, erosjon og skred. Oppgåvene inneber å kartlegge og informere om fareområde, gi faglege råd og retningslinjer for kommunal arealplanlegging, gi kommunar fagleg og økonomisk hjelp til planlegging og gjennomføring av sikringstiltak og å overvake og varsle om flaum- og skredfare. I tillegg gir NVE råd til kommunar og politi i beredskaps- og krisesituasjonar.

8.3 Sentral krisehandtering og departementets eigen beredskap

I Instruks for departementenes arbeid med samfunnssikkerhet (samfunnssikkerheitsinstruksen) er det stilt krav til departementa sitt arbeid med samfunnssikkerheit og beredskap.

Departementet skal gjennom eit godt eigna beredskapsplanverk, robust organisering og hyppige og relevante øvingar vere førebudd på å møte alle typar kriser i eigen sektor. Vidare skal departementet effektivt og profesjonelt kunne yte bistand til andre departement og, når det trengst, ta rolla som leiardepartement.

OEDs planverk for krisehandtering dekker ulike typar kriser som OED kan bli involvert i, både i sektoren og ved kriser som gjeld departementet sjølv.

Direktoratet for samfunnssikkerheit og beredskap (DSB) gjennomførte på vegne av Justis- og beredskapsdepartementet tilsyn med OED i perioden frå juni 2019 til januar 2020. Tilsynet blei ført etter Instruks for departementenes arbeid med samfunnssikkerhet. DSB konkluderte med at OED har stor merksemd på samfunnssikkerheit, men fann tre brot på krav i instruksen innanfor øvingar og evaluering. For å svare ut funna i tilsynet har OED vidareutvikla øvingsplanen, tatt initiativ til øvingar, utarbeidd ein metodikk for å evaluere og følge opp øvingar og hendingar, og i 2022 gjennomført ei tverrdepartemental øving innanfor kraftforsyning.

9 Oppfølging av kraftsituasjonen

9.1 Innledning

I løpet av 2021 endret kraftsituasjonen seg raskt som følge av flere forhold. Det siste året har vært preget av gjeninnhenting av verdensøkonomien etter pandemien, økende uro før Russlands militære invasjon av Ukraina og knapphet på gass i etterkant av at krigen startet i februar 2022. I Meld. St. 11 (2021–2022) ble det gitt en foreløpig gjennomgang av kraftsituasjonen.

I energi- og kraftmarkedene ser vi nå betydelige konsekvenser av Russlands militære invasjon i Ukraina. I løpet av september har det vært en ytterligere eskalering av energikonsekvensene av krigen gjennom ulike hendelser.

Samtidige utviklingstrekk, som hetebølgen i Europa sommeren 2022 og begrensninger i tilgangen på vannkraft og kjernekraft, har forsterket situasjonen i kraftmarkedene. Konsekvensene for industri, næringsliv og innbyggere i Europa av den ekstraordinære situasjonen er store, og økende. Usikkerheten i forkant av vinteren preger gass- og strømprisene, og vi har sett eksempler på at store industribedrifter må legge ned sin produksjon. Det kan ikke utelukkes at det blir nødvendig å rasjonere energi mellom land og innbyggere. EU landene er derfor i en prosess med å raskt vurdere krisetiltak, jf. boks 9.2. Utviklingen i Europa vil påvirke den norske kraftsituasjonen kommende vinter, og de kommende årene.

Også forhold i Norge og i det norske kraftmarkedet har bidratt til utviklingen i kraftsituasjonen her hjemme dette året. Det har vært behov for en bred oppfølging og gjennomgang av årsakene til utviklingen. Spesielt har det vært viktig å få innsikt i om det er egenskaper ved dagens kraftsystem i Norge som i samspill med landene rundt oss gir økt risiko for lange perioder med høye kraftpriser, og/eller økt risiko for knapphet på kraft. I Meld. St. 11 (2021–2022) ble det varslet at regjeringen ville komme tilbake i Prop. 1 S (2022–2023) med en vurdering og gjennomgang av dette, blant annet basert på flere ulike utredninger.

Olje- og energidepartementet har fått gjennomført fem eksterne oppdrag som har belyst ulike sider ved årets kraftsituasjon. Etter at arbeidet med gjennomgangen ble iverksatt har prisbildet og energisituasjonen endret seg, og det er fortsatt usikkerhet om utviklingen framover.

Følgende utredninger er gjennomført:

• Statistisk Sentralbyrå har vurdert virkningene for husholdningene av økte strømpriser, og gjennomført en evaluering av den eksisterende stønadsordningen som regjeringen la frem i desember 2021.

• DNV og Vista Analyse har gjennomført en analyse hvor de har sett på virkningene av høye strømpriser på norsk økonomi.

• AFRY og Menon Economics har vurdert flere tiltak som makspris i engrosmarkedet, magasinrestriksjoner, eksportrestriksjoner, utbygging av nett, tiltak i sluttbrukermarkedet og en modell for en statseid kraftleverandør.

• THEMA Consulting har gjennomgått status for de finansielle markedene i Norden med tanke på prissikringsmulighetene til kraftleverandørene i Norge.

• SINTEF har gjennomført en analyse av magasindisponeringen gjennom høsten 2021 og virkninger av norsk krafteksport. I tillegg gjør nå SINTEF på oppdrag av departementet flere vurderinger og analyser av forslag til restriksjoner på magasindisponeringen. De siste delene av dette oppdraget vil først sluttføres senere i høst.

I tillegg er det i denne perioden utført en rekke analyser og vurderinger i NVE og Statnett, både knyttet til den løpende situasjonen, egenskaper ved kraftsystemet og arbeidet med tiltak. Utredningene har til sammen belyst utviklingen i kraftmarkedet, og hvordan forbrukerne påvirkes av den ekstraordinære situasjonen.

Regjeringen gjennomfører nødvendige tiltak for å trygge forsyningssikkerheten for kraft på kort og lang sikt og for å redusere konsekvensene av de høye strømprisene for norske forbrukere. Disse forholdene henger dels sammen, men krever ulike typer tiltak. I kap. 9.7.1 gjennomgås evalueringen av stønadsordningen, og virkninger av ulike forslag til tiltak knyttet til prisen på strøm til forbrukerne.

Regjeringen vil utvide stønadsordningen for husholdninger for september til å dekke 90 prosent av kraftprisen over et gjennomsnittsnivå for en måned på 70 øre per kWh og forlenge ordningen ut 2023. Evalueringen av stønadsordningen viser at det er en positiv sammenheng mellom inntekt og strømforbruk, men at det er stor variasjon i strømforbruket på alle inntektsnivå. Videre underbygger den også at dagens ordning gir insentiver til energisparing. Sammen med partene i arbeidslivet har regjeringen lagt fram et forslag om en pakke med ordninger for næringslivet som særlig tar hensyn til belastningen av høye strømpriser for små og mellomstore bedrifter, og som også gir støtte til fornuftig energieffektivisering. I tillegg presenterer regjeringen en betydelig satsing på energieffektivisering og lokal produksjon gjennom Enova og Husbanken, slik at det blir enklere for forbrukerne å gjennomføre tiltak i møte med økte strømutgifter. Regjeringen foreslår en endring i grunnrenteskatten for vannkraftverk for å legge bedre til rette for at sluttbrukere kan inngå fastprisavtaler for strøm. Forslaget følger opp innspill fra næringen, og skal bidra til at flere kan få tilgang til gode fastprisavtaler og mer forutsigbare strømregninger.

Gjennomgangen av kraftsituasjonen viser at det norske kraftsystemet er sårbart for uventede hendelser, også utover værvariasjoner. Regjeringen vil innføre tiltak for å trygge forsyningssikkerheten i situasjoner som utfordrer det norske kraftsystemet. Kraftsystemene i Norge og i landene rundt oss har gått, og går gjennom store endringer. Kraftmarkedene er mer integrerte, mer væravhengige og skal gjennom en krevende omstilling som har blitt forsert av Russlands militære invasjon av Ukraina. Det norske kraftsystemet vil i årene framover kunne være mer sårbart for uventede hendelser enn tidligere, og departementet tar sikte på å innføre en styringsmekanisme som skal sikre at mer vann spares i magasinene ved lave magasinnivåer og at eksporten av kraft i slike tilfeller begrenses. Departementet vil også vurdere om det er behov for å vurdere tiltak knyttet til det finansielle markedet. Det finansielle markedet er av stor betydning både for å gi aktørene riktige prissignaler fram i tid og for muligheten til prissikring.

Gjennom det siste året er det allerede innført en rekke tiltak med sikte på å avhjelpe situasjonen for strømkundene og sikre at energimyndighetene har nødvendig kunnskap og verktøy i møte med en usikker kraftsituasjon, jf. boks 9.1. Tiltakene har bidratt til at vi nå står bedre rustet innenfor den kommende vinteren, selv om det fortsatt er usikkerhet om utviklingen. Risikoen for en knapphet på kraft som skulle tilsi behov for rasjonering, vurderes av NVE som lav. Det spares nå vann i kraftmagasinene og importeres kraft til de sørlige områdene av landet, samtidig som forbruket av strøm har gått ned sammenlignet med tidligere år. Energimyndighetene gjør likevel nødvendige forberedelser i forkant av vinteren, og vurderer løpende behovet for å innføre ytterligere tiltak dersom situasjonen skulle endre seg.

9.2 Status for kraftsituasjonen

Perspektivene for kraftsituasjonen vinteren 2022–2023 preges av to store usikkerheter: Utviklingen i værforholdene i Norge og den videre utviklingen i et europeisk energi- og kraftmarked som er sterkt påvirket av den pågående russiske krigføringen i Ukraina.

Betydelig økte gasspriser, spesielt som følge av reduksjoner i Russlands leveranser av gass, har ført til at kraftprisene har nådd rekordnivåer. Samtidig har Europa gjennom sommeren 2022 vært rammet av en tørke som sannsynligvis er den verste på 500 år, i følge en rapport fra det europeiske observatoriet for tørke (EDO). En konsekvens av dette har vært mindre vannkraftproduksjon og transportproblemer for kull på elvene som følge av lite vann. Tilgangen på kjernekraft er også redusert sammenliknet med tidligere år. Tyskland stengte ned tre kjernekraft i slutten av 2021. I tillegg har det de siste månedene vært svikt i produksjonen av fransk kjernekraft. Dette skyldes dels tekniske problemer og behov for vedlikehold, og dels mangel på vann til kjøling.

Utsiktene til lavere kjernekraftproduksjon enn normalt og konsekvensene av en lang tørkeperiode bidrar til at fremtidsprisene på kraft i land som Tyskland og Frankrike ligger på svært høye nivåer, med gjennomsnittlige priser per uke 37 på nærmere 6 og 9 kroner per kWh for vintermånedene desember, januar og februar. I perioder har framtidsprisene for vinteren 2022–2023 vært over 12 og 18 kroner per kWh i disse to landene.

Situasjonen har store konsekvenser for husholdninger og næringsliv i Europa. På denne bakgrunn arbeider EU nå med en rekke krisetiltak for energi- og kraftmarkedet kommende vinter, og en plan for å reformere kraftmarkedene, jf. boks 9.2.

Forstørr bilde

Kilde: NVE

Norges tilknytning til det nordiske og europeiske kraftsystemet gjør at tiltak i det europeiske kraftmarkedet potensielt har stor betydning for utviklingen i den norske kraftsituasjonen. På nåværende tidspunkt er departementets vurdering at forslagene som er lagt fram i EUs krisepakke er innrettet på en måte som gjør at en unngår uheldige virkninger i et allerede anstrengt kraftmarked, og at forslagene ikke vil ha virkninger av betydning på kraftsituasjonen i Norge. Tiltakene, slik de er foreslått av EU-kommisjonen, griper ikke direkte inn i prismekanismen for kraft i engrosmarkedet.

Fyllingsgraden i norske magasiner er fortsatt svært lav for deler av Sør-Norge (NO1, NO2 og NO5). Ved utgangen av uke 37 er fyllingsgraden for disse tre områdene 63,1 prosent, jf. figur 9.2, noe som tilsvarer et energivolum på 33,5 TWh. Fyllingsgraden i prisområdene NO1 og NO2 ved utgangen av uke 37 er under minimumsverdien for årstiden, mens magasinfyllingen i prisområde NO5 ligger om lag 15 prosentpoeng over minimum. I Nord- og Midt-Norge (NO4 og NO3) er fyllingsgraden henholdsvis 89,5 og 82,7 prosent.

Første del av september har hatt tørt vær i sørlige deler av landet og magasinfyllingen har ikke økt som normalt, selv om produksjonen av kraft har vært på historisk lave nivåer for årstiden. I midten av september er situasjonen preget av lav eller svært lav og synkende grunnvannstand i store deler av Sør-Norge. For å ta igjen underskuddet må det regne betydelig mer enn normalt frem til snøen legger seg. Gjennom de første ukene av september har Norge vært nettoimportør av kraft, noe som er uvanlig for denne årstiden.

Utfallsrommet for tilsigsutviklingen gjennom høsten er fortsatt stort. Normalt kan det komme mer enn 23 TWh nyttbart tilsig til sørlige deler av landet i perioden september–november (uke 35–48).

Per uke 38 viser NVEs prognoser for kommende vinter og vår at det fortsatt er lav sannsynlighet for rasjonering fram mot vårsmeltingen, men at magasinene forventes å ligge på et lavt nivå framover i sørlige deler av landet. Produsentenes sparing av vann i magasinene bidrar til å bedre utsiktene til magasinfyllingen framover. Også kraftforbruket har gått ned sammenlignet med samme periode i fjor, jf. kap. 9.3.3. NVE viser samtidig til at usikkerheten rundt energisituasjonen i Europa er større nå enn i fjor, og mulige begrensinger i importkapasiteten kan være en større risiko. I møte med en kraftsituasjon med større usikkerhet enn normalt gjøres det nødvendige forberedelser foran vinteren, jf. boks 9.1 og boks 9.3.

Forstørr bilde

Kilde: NVE

Aktørenes prisforventninger til kommende vinter gjenspeiler at det er usikkerhet om den videre utviklingen. Per uke 37 er kraftprisene for Sør-Norge (NO1, NO2 og NO5) for desember, januar og februar på 502 øre per kWh i gjennomsnitt, men prisene endres raskt i takt med endrede utsikter for kraftsituasjonen i Europa og forventninger om værutviklingen i Norge. De siste ukene har prisene for vinteren i det europeiske kraftmarkedet gått noe ned sammenliknet med situasjonen i starten av september.

9.3 Gjennomgang av kraftsituasjonen 2021–2022

9.3.1 Utviklingen i strømprisene

I Meld. St. 11 (2021–2022) ble det gitt en gjennomgang av den faktiske utviklingen i kraftsituasjonen fram til april 2022. Utover våren og tidlig sommer forble kraftprisene på nivåene man hadde sett de foregående månedene i de tre sørlige prisområdene (NO1, NO2, NO5), med priser som varierte mellom 120 og 190 øre per kWh. Gjennom sommeren økte prisene ytterligere i hele Sør-Norge, fra en snittpris på 163 øre per kWh i mai til 380 øre per kWh i august. Særlig økte prisene i Sørvest-Norge (NO2), og disse lå siden starten av juni godt over prisene for Sørøst- og Vest-Norge (NO1 og NO5). Det er første gang det har vært et så stort prisskille mellom de tre sørlige prisområdene. Siden starten av september har prisområdene igjen hatt lik pris. Per 19. september er den gjennomsnittlige prisen så langt i september 373 øre per kWh i Sør-Norge (NO1, NO2 og NO5).

I Midt- og Nord-Norge (NO3 og NO4) har prisene i snitt ligget på et svært lavt nivå, særlig i månedene mai til august. I juli var snittprisen i Midt- og Nord-Norge 1,9 øre per kWh. Prisene i Midt- og Nord-Norge har siden inngangen til september økt vesentlig og har i gjennomsnitt ligget på henholdsvis 84 og 40 øre per kWh så langt i september (t.o.m. 19. september).

I utredningene av virkningene av høye strømpriser er det tatt utgangspunkt i prisene som var tilgjengelig på tidspunktet da utredningene ble satt ut. I tiden etter dette har prisene endret seg mye, jf. figur 9.3. Dette kan gjøre at resultatene ville vært noe annerledes om prisene de aller siste månedene var lagt til grunn.

I tillegg må det tas høyde for at husholdningene i Sør-Norge (NO1, NO2 og NO5) har hatt reduserte strømutgifter som følge av stønadsordningen. For eksempel vil en familie med normalt strømforbruk i Sørvest-Norge (NO2) få dekket om lag 34 400 kroner av sine strømkostnader i år, gitt fremtidspriser fra 1. august.2

Forstørr bilde

NO1 og NO5 har hatt lik pris. For september gjelder tallene til og med 22. september 2022.

Kilde: Nord Pool og NVE

9.3.2 Virkninger av økte strømpriser på næringslivet

På oppdrag fra Olje- og energidepartementet har DNV og Vista Analyse sett på virkningene av økte strømpriser for næringslivet. DNV/Vista Analyse tar utgangspunkt i nasjonalregnskapet, med detaljert informasjon om næringsinndeling (64 næringer). Analysen baseres på den generelle likevektsmodellen NOREG 2, som fremskriver den norske økonomien til 2040. Virkninger av økte strømpriser måles mot modellens referansebane for den norske økonomiens utvikling.

DNV/Vista Analyse finner at økte strømpriser fører til et lavere strømforbruk og lavere aktivitetsnivå i næringslivet. Det er imidlertid store forskjeller i hvor mye ulike næringer endrer sin tilpasning. Økte strømpriser vil slå ulikt ut i strømutgiftene i de forskjellige næringene. Dette er både fordi strømutgifter står for varierende deler av den totale vareinnsatsen og fordi mye industri har egne langsiktige kontrakter for strøm. Slike kontrakter er spesielt utbredt innenfor kraftintensiv industri, noe som gjør denne industrien mindre eksponert for endringer i spotprisen på strøm på kort sikt.

Den største nedgangen i strømforbruk som følge av økte strømpriser skjer i næringene jordbruk og skogbruk, reiseliv, kunnskapsintensive tjenester, vann og avløp, samt fiske, fangst og akvakultur. I et lengre tidsperspektiv vil trolig nedgangen i strømforbruk være større etter hvert som aktørene får større muligheter til å tilpasse seg de høye strømprisene. Over tid er det lettere å substituere seg bort fra strøm til andre energialternativer. Kraftintensiv industri har en liten nedgang i strømforbruk relativt til næringene nevnt over, noe som kan skyldes at strømforbruk utgjør av en stor del av den totale vareinnsatsen og at denne industrien på grunn av langsiktige kontrakter møter en mindre prisøkning enn resten av økonomien.

DNV/Vista Analyse finner at de beregnede endringene i aktivitetsnivå er mindre enn endringene i kraftforbruk. For mange næringer, vil økte strømpriser føre til at aktører velger å gjøre tiltak for energieffektivisering eller å substituere seg bort i fra strøm til fordel for andre energialternativer. Resultatene tyder på at det er energieffektiviseringseffekten som er sterkest. Når strøm blir dyrere, går energiforbruket som helhet ned. For næringer hvor det er vanskeligere å energieffektivisere eller substituere seg bort fra strøm, vil aktivitetsnivået reduseres, men denne effekten er mindre.

I analysene skjer den største umiddelbare nedgangen i aktivitetsnivå innenfor kjemisk og farmasøytisk industri og raffinerier. Også landbruk og reiseliv opplever enn stor nedgang som følge av økte strømpriser. Hvor stor nedgangen i aktivitetsnivået blir som følge av økte strømpriser, avhenger også av mulighetene for å overføre de økte utgiftene på konsumentene. Eiendomsnæringene er en av næringene med høyest strømutgifter, men som samtidig har store muligheter til å overføre de økte utgiftene til leietakere.

I analysene er nedgangen i aktivitetsnivå forbigående i de fleste næringer, men på lang sikt (2030–2040) er reiseliv og kraftintensiv industri de næringene med størst vedvarende nedgang i aktivitetsnivå. Siden mye av strømforbruket i kraftintensiv industri er bundet opp i langsiktige kontrakter, vil det ta tid før kraftintensiv industri eksponeres for strømprisøkningen. Økt strømpris vil samtidig føre til at mange næringer på lang sikt vil substituere seg bort fra strøm til fordel for andre innsatsfaktorer som arbeidskraft eller kapital. I kraftintensiv industri er substitusjonsmulighetene dårligere ettersom strøm består av en stor andel av den totale vareinnsatsen. Kraftintensiv industri har derfor dårligere muligheter til å redusere strømforbruket. Dermed vil økte strømpriser på lang sikt (2030–2040) i større grad påvirke det totale aktivitetsnivået sammenliknet med andre næringer. Ettersom disse næringene (særlig kraftintensiv industri) er ujevnt fordelt over landet, kan dette føre til utfordringer for den økonomiske utviklingen i enkeltregioner.

9.3.3 Virkninger av økte strømpriser på husholdninger

De høye kraftprisene gjennom vinteren 2021–2022 medførte en betydelig økning i husholdningenes strømutgifter. I desember 2021 varslet regjeringen at det ble innført en stønadsordning for husholdningene. Stønadsordningen er justert underveis, jf. boks 9.1.

I forbindelse med gjennomgangen av årets kraftsituasjon har både SSB, DNV/Vista, NVE og Elhub gjort vurderinger av hvordan prisoppgangen på kraft har påvirket husholdningene.

Virkningen av økte strømpriser avhenger blant annet av hvor stort strømforbruket i husholdningen er og hvor enkelt man kan substituere seg bort fra strøm til fordel for andre energialternativer eller tilpasse seg på andre måter. Økte strømpriser vil derfor ha ulike effekter mellom husholdningsgrupper med ulik betalingsevne, tilpasningsevne og ulike behov. Både SSB og DNV/Vista analyse finner en positiv sammenheng mellom inntekt og strømforbruk. Det er rimelig å anta at det skyldes at husholdninger med høyere inntekter i større grad bor i eneboliger og har større areal per husholdningsmedlem, samt har elbil mv. Samtidig er bildet sammensatt, fordi strømforbruket også avhenger av antall personer i husholdningen og fordi også lavinntektshusholdninger kan ha store boliger, jf. kap. 9.7.1 om evaluering av strømstønadsordningen.

Selv om strømutgiftene øker mest for husholdninger med høy inntekt, er det husholdninger med lav inntekt som opplever det største velferdstapet. Ettersom en stor andel av strømforbruket styres av grunnleggende behov for oppvarming, varmtvann og kjøling av mat, er strøm et nødvendighetsgode. Med utgangspunkt i at penger har ulik verdi for ulike inntektsgrupper, vil økte strømpriser derfor føre til et større velferdstap for husholdninger med lav inntekt.

På kort sikt antar DNV og Vista Analyse at etterspørselen etter strøm er lite følsom for prisendringer, mens den er noe mer følsom på lang sikt3. Dette sammenfaller med SSBs konklusjoner om at det tar tid for husholdninger å tilpasse seg økte strømpriser. Mangel på tilpasningsmuligheter innebærer at økte strømpriser i større grad vil ramme husholdninger med lav inntekt, sammenliknet med en generell prisøkning. Fordelingseffektene er videre omtalt i kap. 9.7.1.

Både NVE og SSB har vurdert hvordan kraftforbrukere i Norge har respondert på de høye kraftprisene gjennom det siste året.

Etter NVEs beregninger har det temperaturkorrigerte kraftforbruket i Sørvest-Norge (NO2) blitt redusert med 9,3 prosent fra vinteren 2020/2021 til vinteren 2021–2022. I Sørøst- og Vest-Norge (NO1 og NO5) har forbruket falt med om lag 4,5 prosent. I Midt-Norge er forbruket uendret, mens det i Nord-Norge (NO4) har vært en økning på i underkant av 4 prosent. Dette sammenfaller med økte kraftpriser i Sør-Norge og reduserte kraftpriser i Nord-Norge. Det er i hovedsak husholdninger og tjenesteytende sektor som har redusert forbruket.

Også SSBs analyser indikerer at husholdningene responderer på de høye kraftprisene vinteren 2021–2022 med å redusere forbruket, men det er et visst etterslep fra kraftprisen starter å øke, til forbruket begynner å falle. Også etter at strømstøtten innføres fortsetter strømsparingen.

SSB har videre vurdert hvordan strømsparingen slår ut hos husholdninger med forskjellige boligtyper. Reduksjon i strømforbruket som følge av høye priser kan enten skje ved substitusjon til andre energibærere eller ved en generell reduksjon i strømforbruket. Mulighetene for substitusjon varierer mellom ulike boligtyper. Husholdningene i eneboliger og våningshus har størst mulighet for å ta i bruk alternativer til strøm, mens husholdningene i blokkbebyggelse har minst muligheter. Analysene viser at både husholdningene i eneboligene og blokkbebyggelsen startet å spare i november og desember 2021 etter at kraftprisene var blitt høye, men før strømstøtteordningen ble annonsert. Etter at stønadsordningen ble annonsert og trådte i kraft fortsatte husholdningene i eneboliger å spare, mens man ikke ser en tilsvarende økt sparing hos husholdningene i blokkbebyggelsen. Dette kan indikere at den strømsparingen som ble gjennomført i november og desember 2021 reduserte komforten og dermed velferden til husholdninger i blokkbebyggelsen mer enn for husholdninger i eneboliger, som kunne holde samme innetemperatur som før, for eksempel ved hjelp av vedfyring.

Elhub har undersøkt hvor mye strømforbruket har endret seg gjennom 2022. Analysene ser på strømforbruket hos ulike forbruksgrupper i hvert prisområde gjennom 2022, sammenliknet med 2021 og 2020. Elhub har tall på totalforbruk, samt forbruk for husholdninger, fritidsboliger og tjenesteytende sektor. Tallene viser det faktiske forbruket slik nettselskapene har rapport inn til Elhub, og er derfor ikke korrigert for temperatur, priser eller andre faktorer. Ifølge Elhubs tall, er totalforbruket av strøm i hele landet hittil i år på omtrent samme nivå som i 2020. Forbruket for husholdninger er imidlertid redusert i 2022 sammenliknet med 2021 og 2020. Så langt i 2022 er det samlede forbruket i husholdningene 15,3 prosent lavere enn i samme periode i 2021, og 8,3 prosent under nivået fra samme periode i 2020.

Nesten all reduksjon i husholdningers strømforbruk har skjedd i Sør-Norge (NO1, NO2 og NO5). I Midt- og Nord-Norge (NO3 og NO4) er det samlede totalforbruket for husholdninger så langt i år kun 0,6 prosent lavere enn i 2020, mens det er 11,3 prosent under nivået fra 2020 i Sør-Norge. Sørvest-Norge (NO2) er det prisområdet som har hatt høyest strømprisnivå i år, og det er også her reduksjonen i forbruk for husholdninger har vært størst. Dette illustreres i figur 9.4.

Forstørr bilde

Prisområde NO1, NO2 og NO5

Kilde: Elhub

For fritidsboliger, økte strømforbruket betydelig i perioden januar til august 2021 sammenliknet med samme periode i 2020. Så langt i 2022 er strømforbruket i fritidsboliger 22,3 prosent lavere enn i 2021 og 5,5 prosent lavere enn i 2020. Den store nedgangen i strømforbruk for fritidsboliger fra 2021 i forhold til husholdninger, kan gjenspeile hvordan strømstønadsordningen har påvirket husholdningers tilpasning til de høye strømprisene.

9.3.4 Magasindisponering, produksjon og hydrologi

Ressurssituasjonen i norske magasiner har endret seg betydelig i løpet av de siste to årene. 2020 var preget av svært høye tilsig til hele det norske vannkraftsystemet, og fyllingsgraden var i flere uker rekordhøy. De siste ukene av 2020 lå magasinfyllingen over den høyeste registrerte magasinfyllingen de foregående 20 årene, også i de tre sørligste prisområdene. Gjennom vinteren og våren 2021 utviklet fyllingsgraden seg som normalt med tapping frem mot snøsmeltingen, for så å fylle seg opp igjen når snøsmeltingen startet. Fyllingsgraden i norske magasiner lå over medianen helt frem til slutten av juni 2021.

Utover sommeren og tidlig høst etablerte det seg et skille mellom fyllingsgraden i Sør-Norge (NO1, NO2 og NO5) og i Midt- og Nord-Norge (NO3 og NO4). I Midt- og Nord-Norge utviklet fyllingsgraden seg som normalt, og lå gjennom hele 2021 rundt medianen.

I Sør-Norge bidro høy vannkraftproduksjon og perioder med lavt tilsig til en nedgang gjennom sommeren og høsten, på en tid der fyllingsgraden normalt øker. Ved inngangen til fjerde kvartal 2021 var fyllingsgraden i Sør-Norge (NO1, NO2 og NO5) nær eller under historisk minimum. I Sørvest-Norge (NO2), der størstedelen av magasinkapasiteten ligger, var magasinfyllingen redusert til et nivå på 30 prosent under medianen. Utover i oktober kom det en del tilsig i hele Norge, som gjorde at fyllingsgraden økte noe. Ved utgangen av 2021 var fyllingsgraden i Sør-Norge 50 prosent, om lag 17 prosent under medianen og omlag 4–5 prosentpoeng over minimumsnivå. I Midt- og Nord-Norge var fyllingsgraden omtrent på medianen ved utgangen av året.

I Sørvest-Norge (NO2) var magasinfyllingen i første del av 2022 langt under normal fyllingsgrad og sank på det laveste ned til 18,8 prosent i uke 18, under minimum fyllingsgrad for årstiden. Gjennom vårsmeltingen kom det ikke nok tilsig til at fyllingsgraden kom seg opp til normalt nivå, og fyllingsgraden har blitt liggende rundt minste målte fyllingsgrad de siste 20 årene. I Midt- og Nord-Norge kom det derimot store tilsig. Fra uke 18 til uke 34 økte fyllingsgraden fra 32,7 prosent til 90,4 prosent, noe som er et rekordhøyt nivå.

Per uke 37 i år ligger samlet norsk fyllingsgrad på 68,2 prosent, noe som tilsvarer et energiinnhold på om lag 59,6 TWh. Det er i Sørvest-Norge (NO2) fyllingsgraden er lavest, med om lag 51 prosent, 0,9 prosentpoeng under minimum fyllingsgrad. Fyllingsgraden er høyest i Nord-Norge (NO4) med 89,5 prosent.

Utviklingen i fyllingsgraden i vannkraftmagasinene er et resultat av tilsig og av bruk av vann til produksjon. Tilsiget påvirker også hvor mye som kan produseres av den uregulerbare vannkraften.

Månedsskiftet august til september markerer slutten på det hydrologiske året. I den forbindelse har NVE og Meteorologisk institutt sett nærmere på været og nedbør de 12 foregående månedene. Gjennomgangen viser at to hydrologiske regioner, som stort sett sammenfaller med prisområde NO1 og NO2, har hatt tørt vær. I resten av landet har året vært vått, særlig i Nord-Norge og Midt-Norge.

For vannkraftproduksjonen har perioder med tørke først og fremst betydning om det får virkning for det nyttbare tilsiget til magasiner eller vassdrag med vannkraftproduksjon. Tørken det siste året har vært relativt større i lavlandet enn i magasinområdene. Dette gjør at tørken har vært mindre omfattende i mange av magasinområdene enn for landsdelen under ett.

For utviklingen i kraftsituasjonen 2021–2022 er også tilsigsforholdene i tiden før dette av betydning. Etter en periode med høye tilsig høsten 2020 var tilsiget i de tre sørlige prisområdene i Norge (NO1, NO2 og NO5) i første halvåret 2021 3,8 TWh lavere enn gjennomsnittet. Ved inngangen til vårsmeltingen var snølagrene 25 prosent lavere enn normalen. Sommeren og tidlig høst 2021 var det en tørr periode med lavt tilsig i de tre områdene. I august og september var tilsiget nært minimum målt de siste 20 årene. Utover høsten kom det mer nedbør enn normalt, og for høsten 2021 under ett var energitilsigene til vannkraftsystemet i Sør-Norge på normalt nivå.

I vår og sommer 2022 var det lange perioder med lite nedbør i disse områder. Tilsiget i første halvåret var 2,3 TWh mindre sammenliknet med gjennomsnittet. Snølagrene i de tre sørlige områdene i år var 5 prosent lavere enn normalen. Det var spesielt Sørøst-Norge (NO1) som hadde mindre enn normalt med snø. Til tross for snøsmelting og flere nedbørsperioder, har høye temperaturer og relativt lite nedbør Østafjells og på Sørlandet sommeren 2022 opprettholdt tørken i store deler av Sørøst- og Sørvest-Norge. Siden sommeren 2022 og fram til i dag har tilsiget i de tre sørlige deler av landet vært 5,7 TWh lavere enn normalt. Vest-Norge (NO5) fikk noe mer tilsig gjennom snøsmelting og sommeren, men starten av september var en tørr periode med lite tilsig også der.

Samlet sett har tilsiget i de tre sørlige områdene (NO1, NO2 og NO5) de siste 12 månedene vært om lag 4 prosent eller 4,5 TWh under normalt, jf. figur 9.5. For prisområdene NO1 og NO2 har tilsigene i denne perioden vært 6 prosent eller 3,5 TWh under gjennomsnittet. Selv om det var variasjoner innenfor sørlig Norge og i ulike perioder, har det siste året ikke vært et tørrår i hydrologisk forstand i dette området.

Forstørr bilde

Kilde: NVE

Høy vannkraftproduksjon gjennom 2021 har medvirket til at fyllingsgraden i dag er lav i Sør-Norge. Det ble produsert 45,7 TWh kraft i Norge i løpet av første kvartal 2021. Det er 13 prosent mer enn i samme periode i 2020, og den høyeste produksjonen for første kvartal noensinne. Økningen var størst i Sørvest- og Vest-Norge og i Nord-Norge (NO2, NO5 og NO4). En sterk hydrologisk balanse ved utgangen av 2020, økt eksportkapasitet og høyt kraftforbruk bidro ifølge NVEs kvartalsrapport for første kvartal 2021 til den høye produksjonen.

En fortsatt god hydrologisk situasjon og høy kraftproduksjon bidro til høy eksport også utover andre kvartal 2021. Det ble produsert 35,9 TWh kraft i løpet av andre kvartal i Norge. Det er 2 prosent mer enn i samme periode i 2020 og nesten 11 prosent mer enn gjennomsnittet for de siste 5 årene. Den høye produksjonen ga sammen med en varm juni måned med avtagende tilsig og høy eksport en fallende fyllingsgrad, som ved utgangen av kvartalet var under medianen for første gang på et år.

Gjennom tredje kvartal ble det produsert 32,7 TWh kraft i Norge. Det er 6 prosent mindre enn i 2020 og 1,4 prosent høyere enn snittet de siste fem årene. Selv om produksjonen var rundt snittet i Norge som helhet, var produksjonen i Sørvest-Norge (NO2) høy. Gjennom tredje kvartal var samlet kraftproduksjon i Sørvest-Norge på 11,2 TWh. Det er 13 prosent høyere enn snittet de siste fem årene, og den høyeste kraftproduksjonen som er registrert for tredje kvartal noensinne. Til sammenlikning var kraftforbruket i NO2 på 8 TWh i samme kvartal, noe som ga en høy nettoeksport.

Sørvest Norge (NO2) er det prisområdet i Norge med størst magasinkapasitet, med et energiinnhold på 33,9 TWh ved fulle magasiner. Dette utgjør nærmere 40 prosent av energiinnhold i norske magasiner på 87,3 TWh. Figur 9.6 viser kraftproduksjonen gjennom 2021 og 2022 i Sørvest-Norge sammenliknet med historisk utfallsrom. Utfallsrommet angir den høyeste og laveste ukes-registreringen av produksjon i løpet av de siste 20 årene, og angir dermed ikke en mulig maksimal eller minimal sammenhengende årsproduksjon.

Høy produksjon i sørlige deler av landet bidro, sammen med lite nedbør til en svært lav magasinfylling ifølge NVEs kvartalsrapport for tredje kvartal 2021.4 I store deler av tiden ble all tilgjengelig kapasitet på mellomlandsforbindelsene til Nederland, Tyskland og Danmark utnyttet.

Forstørr bilde

Historisk utfallsrom viser differansen mellom høyeste og laveste observerte produksjon i hver enkeltuke i perioden 2011–2021. Øverste og nederste delen av feltet angir ikke et sammenhengende produksjonsår.

Kilde: NVE

Kaldere vær og mindre tilsig bidro til nedgang i fyllingsgraden de siste to månedene av året. Ifølge NVEs kvartalsrapport for fjerde kvartal ga oppstart av North Sea Link (NSL) i oktober og svært høye priser på kontinentet høy vannkraftproduksjon og mye eksport ut av Sør-Norge i denne perioden. Dette bidro til at fyllingsgraden ved utgangen av året var nær historisk minimum i denne delen av landet.

Samlet kraftproduksjon i Norge ble 157,1 TWh i 2021, en økning på 1,9 prosent fra 2020. Dette er den høyeste årsproduksjonen som noen gang er registrert ifølge NVEs kvartalsrapport for fjerde kvartal 2021.

I første kvartal 2022 vedvarte situasjonen med høye priser i det europeiske kraftmarkedet og høy produksjon tross lavere fylling enn normalt. Utover 2022 har kraftproduksjonen i sørlige deler av landet ligget lavere enn i 2021. NVE fattet 29. juli vedtak om innsending av informasjon om tapping og magasinfylling frem til juni 2023. Av figur 9.6 ser man tydelig at kraftproduksjonen har vært lav siden rapporteringen startet, rundt uke 27. Særlig i uke 36 og 37 har produksjonen vært lav, og i disse ukene har det også vært nettoimport til Sør-Norge.

9.3.5 Vurdering av magasindisponeringen

Den regulerbare vannkraften gir muligheten til å spare vann i magasinene, og til å forskyve produksjonen mellom ulike perioder. Det er store forskjeller mellom de ulike magasinene, både i størrelse og tilsigsmønster over året. De største magasinene rommer flere år med nedbør. Blåsjø er Norges største magasin med en kapasitet på 7,8 TWh. Det kan lagre tre års normaltilsig, men kan med full produksjon tømmes på 7–8 måneder. Hensikten med så store magasiner er å lagre vann til bruk i nedbørsfattige år, men andelen slike magasiner er lav. Andre magasiner er ikke store nok til å romme ett års tilsig, og kan i tilsigsrike perioder fylles opp i løpet av svært kort tid.

Flere forhold påvirker norske produsenters magasindisponering. Grunnleggende for vurderingen er produsentenes vannverdi. Vannverdien angir den kraftpris som en produsent må ha for å ville produsere i dag framfor å spare vannet til senere, og bestemmes blant annet på grunnlag av forventninger om fremtidige priser og tilsig. Dersom prisene forventes å være høyere frem i tid vil det være lønnsomt for produsenten å holde igjen produksjonen i dag. Utfordringen ved disponeringen av vannkraftmagasinene er at ingen vet sikkert hvor mye tilsig kraftverkene får framover, eller hva fremtidig etterspørsel og kraftpriser blir. Beslutninger om magasindisponeringen vil derfor alltid bli tatt under usikkerhet.

Prisforventningene i Norge, og dermed produsentenes verdsetting av vannet, påvirkes i stor grad av prisutviklingen i Europa, hvor gassprisen nå er den avgjørende prisdriveren. Gjennom høsten 2021 økte gassprisene betydelig. Samtidig viste framtidsprisene i de europeiske og nordiske markedet at aktørene forventet en normalisering av kraftprisene fram i tid.

På oppdrag fra Olje- og energidepartementet har SINTEF vurdert kraftsituasjonen 2021–2022, med spesielt fokus på magasindisponeringen i Sør-Norge som en av fire deler i oppdraget. For å forstå årsaken til utviklingen har SINTEF gjennomført flere analyser.

For å simulere vannkraftdisponeringen høsten 2021 har SINTEF gjort analyser i Samkjøringsmodellen. Modellen er laget for å håndtere de fysiske detaljene i vannkraftsystemet og usikkerhet i klimavariable i samspill med kraftsystemene i landene rundt oss, samtidig som den beregner optimal strategi for vannkraftdisponeringen. Modellen brukes i ulike varianter av et stort antall aktører i kraftforsyningen, herunder kraftprodusenter, analyseselskaper, NVE og Statnett.

SINTEF har simulert magasindisponeringen gitt informasjonen norske produsenter hadde tilgjengelig gjennom høsten 2021. De finner at tilsiget høsten 2021 ikke var spesielt lavt, men omtrent gjennomsnittlig. Dette betyr at tilsigssituasjonen ikke alene forklarer utviklingen i magasinene gjennom denne høsten.

Ut fra simuleringene finner SINTEF at magasindisponeringen i stor grad skyldes aktørenes prisforventninger. Stigende europeiske kraftpriser høsten 2021 og forventningen om normalisering av prisbildet litt lenger frem i tid, er den viktigste grunnen til høy produksjon og eksport fra Norge i denne perioden. Om aktørene tror at prisene i starten av perioden hele tiden er høyere enn prisen lenger frem i tid, gir dette produsentene insentiv til å produsere nå. Denne prisforventningen til utviklingen i kraftmarkedene utenfor Norden er dermed den viktigste årsaken til at magasinene ble tappet mer enn normalt gjennom høsten 2021.

Samtidig tyder SINTEFs beregninger på at magasinene ble tappet ned hardere enn det som kan forklares ut fra prisforholdene. I sine analyser har SINTEF inkludert kraftpriser og CO₂-priser i utlandet, værdata, tilsig, utenlandsk produksjon og utvekslingskapasiteter. Dette gir i prinsippet den optimale magasindisponeringen gitt noen viktige forutsetninger – for eksempel at de modellerte usikkerhetene beskriver korrekt all risiko som magasinene skal disponeres med hensyn på. Dette er i praksis ikke mulig å få til.

Utover høsten 2021 økte prisforventningene til viktige variabler som gass, kull og CO₂ og dermed fremtidsprisene på kraft i Europa, Norden og Norge. Dette skulle alt annet likt tilsi økte vannverdier for produsentene gjennom høsten. Siden SINTEF ikke oppdaterer sine prisdata like ofte som produsentene gjør, vil deres simulerte magasindisponering for høsten 2021 være med lavere vannverdier enn produsentene, og dermed i praksis fungere som et anslag på minimumsfylling. SINTEF forventet dermed at produsentene vil ligge over denne simulerte nedre grensen. SINTEFs analyser viser derimot at den faktiske fyllingsgraden i magasinene i de sørlige prisområdene var lavere enn nivået som simuleres i Samkjøringsmodellen. Disse resultatene tyder på at det har vært produsert mer enn det de spesielle forholdene høsten 2021 skulle tilsi, jf. figur 9.7 som viser forskjellen mellom SINTEFs simulerte magasinfylling og den faktiske utviklingen i magasinfyllingen for uke 44 2021 til uke 2 2022.

Forstørr bilde

Kilde: SINTEF

Figuren viser et gjennomsnitt for utviklingen i magasinfyllingen i Sør-Norge, som består av tre prisområder med ulikheter i hydrologisk situasjon gjennom perioden. Det innebærer at det i enkelte magasiner kan være tappet sterkere ned enn gjennomsnittet tilsier, og i andre mindre.

9.3.6 Vurdering av risiko for liknende situasjoner

I gjennomgangen av kraftsituasjonen viser SINTEF til at markedet i denne perioden hele tiden har underestimert hva som kommer til å skje frem tid. SINTEF peker samtidig på at det som har skjedd i kraftmarkedet fra og med høsten 2021 og frem til i dag er ekstremt hvis man ser prisvariasjonene opp mot den om lag 30 år gamle historien til kraftmarkedet, men også hvis man sammenligner med hva aktørene i kraftmarkedet har antatt i sine kortsiktige og langsiktige prisprognoser.

SINTEF viser til at de observerte prisene i starten av planleggingsperioden for magasindisponeringen (uke 36 2021 til uke 25 2022) varierer mye mer og er langt utenfor utfallsrommet som er vist for resten av prognoseperioden (uke 26 2022 til og med uke 52 2023). SINTEF peker på at det burde vært motsatt, i det prognosen for magasindisponeringen gjelder for en periode lenger frem i tid, der usikkerheten normalt er større.

Underestimering av prisusikkerheten fører til at magasiner kjøres dristigere enn man ville gjort dersom man hadde inkludert større prisusikkerhet senere i tappesesongen. SINTEF viser til at fleksible vannkraftverk generelt sett vil få høyere vannverdi ved større prisusikkerhet, spesielt ved lav fyllingsgrad. Men strukturen til prisusikkerheten har også noe å si.

Fundamentale markedsmodeller, som Samkjøringsmodellen som er brukt i SINTEFs simuleringer, benyttes i stor grad av de fleste aktører i kraftmarkedet. Flere av disse modellene har vært gode til å inkludere værrelatert usikkerhet, men det har i mindre grad blitt fokusert på annen type usikkerhet selv om Samkjøringsmodellen ble utvidet til å kunne håndtere en type eksogen prisusikkerhet i 2010. Fokus har vært på værusikkerheten fordi den har vært og sannsynligvis fortsatt er den viktigste i det nordiske kraftmarkedet, men også fordi den har vært forholdvis enkel å kvantifisere. Både variasjonsområde og sannsynlighet kan kvantifiseres med utgangspunkt i historiske observasjoner.

Annen type usikkerhet, som eksempelvis gasspris, har hatt mindre fokus. Hvis man hadde brukt historiske priser som utgangspunkt for å si noe om fremtiden ville man likevel undervurdert usikkerheten. Risiko for hendelser med lav sannsynlighet, men som har stor innvirkning er vanskeligere å estimere. Denne type hendelser har ikke nødvendigvis stor påvirkning på hva som er en optimal strategi for magasindisponeringen, men fører til ekstreme situasjoner når det først opptrer.

SINTEF antar at kraftsituasjonen 2021–2022 kan bidra til å øke produsentenes fokus på modellering og inkludering av usikkerheter i beslutningsprosessen, men viser til at det alltid vil finnes kombinasjoner av hendelser en ikke klarer å forutse. SINTEF viser til at magasinrestriksjoner kan sees på som et middel/forsikring som i noen grad bidrar til å redusere konsekvensene av noen slike uforutsette hendelser som påvirker driften av systemet. Investering i mer kabler er isolert sett risikoreduserende i forhold til værrelatert variasjon og andre hendelser i det nordiske systemet. Den værrelaterte nytteverdien er tydelig med de modellverktøy som benyttes til beslutningstøtte, men flere kabler øker også påvirkningen på det nordiske kraftmarkedet av det som skjer utenfor Norden. Den risikoen dette innebærer er ikke inkludert i de kvantitative verktøyene på samme måte.

Boks 9.4 Endringer i prisforventninger gjennom 2021–2022

Fremtidsprisene for kraft har stor betydning for vurderingen av kraftsituasjonen fram i tid, og for de beslutninger aktørene i markedet gjør i dag. For vannkraftprodusentene vil terminprisene sammen med fremtidskontrakter for prisområdene (EPAD) være et viktig signal for disponeringen av vann i kraftmagasinene. Sett i ettertid var prisforventningene gjennom 2021–2022 lenge basert på forventningene om en normal utvikling i kraftmarkedene i Norge og landene rundt oss. I takt med endrede forhold i markedene justerte forventningene seg.

Figur 9.8 illustrerer hvordan terminprisen for mai 2022 i Sørvest-Norge utviklet seg gjennom 2021 og frem til april 2022, sammen med utviklingen til spotprisen ved ulike tidspunkt. Figuren gjenspeiler tydelig hvordan framtidsforventninger avhenger av markedsutviklingen.

Forstørr bilde

Terminpris + Epad¹

¹ Terminpris for mai 2022 = terminkontrakter for nordisk systempris + EPAD-kontrakter for NO2. Terminprisen er basert på kontrakter systempris for Q2 fra januar 2021. EPAD-kontrakter for Q2 i NO2 ble først handlet fra oktober 2021. Kontrakter for mai 2022 ble først handlet fra mars 2022.

Kilde: NVE og Nord Pool

Stor usikkerhet har ført til gjennomgående underestimering av fremtidsprisene og har gjort det svært vanskelig med sikre prognoser.

I tiden etter Russlands angrep på Ukraina, økte gassprisene kraftig. Dette bidro til en sterk økning i fremtidsprisene på gass og kraft. En svært usikker situasjon bidro til svært usikre og volatile terminpriser, hvor terminprisene for vinteren 2022/2023 gradvis ble oppjustert utover året.

9.3.7 Virkninger av eksport

Med en væravhengig produksjon og et temperaturavhengig forbruk har Norge i utgangspunktet hatt klare fordeler av tilknytning til andre lands kraftsystemer. Dette er en viktig bakgrunn for at det norske kraftsystemet er tett knyttet sammen med resten av Norden og Nord-Europa gjennom mellomlandsforbindelser og felles markedsløsninger.

De siste årene har Norge økt utvekslingskapasiteten på mellomlandsforbindelser med 2 800 MW. Etter at de nye forbindelsene til Tyskland (NordLink) og Storbritannia (NSL) ble satt i drift, er den samlede utvekslingskapasiteten mot utlandet på 8 800 MW. 6 300 MW av denne utvekslingskapasiteten er fra Sørvest- og Sørøst-Norge (NO1 og NO2), men den tilgjengelige kapasiteten i markedet varierer over tid, jf. figur 9.9.

I forbindelse med kraftsituasjonen det siste året har det vært debatt om virkningen av utenlandskabler, med fokus på virkningen av de to siste utenlandskablene til Tyskland og Storbritannia. I Meld. St. 11 (2021–2022) ble det vist til at regjeringen som et ledd i oppfølgingen av kraftsituasjonen 2021–2022 også ville utrede virkningen av eksport.

Effekten av utenlandskabler på den norske kraftforsyningen er vurdert flere ganger i ulike sammenhenger. Virkningen av økt overføringskapasitet mellom Norge og andre land avhenger av en rekke forhold som også kan endre seg over tid; kapasitet på forbindelsene til utlandet, hvilke land som tilknyttes og den løpende tilstanden i kraftsystemet i Norge og i utlandet og kraftprisene der. Virkningen vil også variere mellom ulike områder av landet avhengig av interne nettforhold og lengden på analysehorisonten. Betydningen av ulike forutsetninger på disse områdene kan også forklare at ulike analyser av virkningene av eksport kan vise ulike resultater.

Forstørr bilde

Kapasiteten i tabellen er for NSL, NordLink, Skagerrak (1–4), NorNed og NO1-SE3. Tabellen gir kapasiteten gitt til markedet, ikke faktisk flyt.

Kilde: Statnett

Virkningene på det norske kraftsystemet av større tilknytning til andre markeder kan deles opp i ulike kortsiktige og langsiktige effekter. På kort sikt er det relevant å vurdere effektene på kraftpris i Norge, magasindisponering og krafthandel med utlandet. Tettere tilknytning til våre naboland gir økte muligheter for kraftutveksling, og dette påvirker de norske vannverdiene og magasindisponeringen og dermed også kraftprisene. På lengre sikt vil utenlandskablene ha betydning for utviklingen i kraftproduksjon og forbruk.

I Statnetts konsesjonssøknader og NVEs behandling av disse er det gjort vurderinger av virkningene av de to utenlandskablene for 2020 og 2030, med eksempler på virkninger ved ulike typer utviklingstrekk i den norske kraftforsyningen og landene rundt oss. I Statnetts konsesjonssøknad fra mai 2013 ble det lagt til grunn en samlet effekt av de to kablene til Tyskland og Storbritannia på om lag 2–4 øre per kWh over analyseperioden. Dette ble senere oppdatert til 4–6 øre per kWh. Analysene ble basert på datidens forventninger til gasspris og utvikling i kraftmarkedene i Europa og Norge.

Analysene som gjennomføres for en lang periode fram i tid har store usikkerheter. Dette skyldes at det må gjøres forutsetninger om en ukjent utvikling langt fram i tid, og fordi gjennomsnittsverdier er mindre egnet til å representere virkningen i ulike typer situasjoner som kan inntreffe i enkelte perioder. Olje- og energidepartementet ba den 1. juli 2022 Statnett redegjøre for ulike forhold knyttet til kraftsituasjonen, herunder å gi en oppdatert vurdering av virkningene av de to utenlandskablene. Statnett viser i sitt brev til departementet til at hovedtrekkene i kraftmarkedene har utviklet seg i tråd med Statnetts tidligere prognoser og scenarier, men at enkelte endringer har skjedd mye raskere enn forutsatt. Videre viser Statnett til at de ekstraordinære og midlertidige forholdene i kraftmarkedene nå i vesentlig grad skyldes uforutsette og uventede forhold, særlig gjelder det krigen i Ukraina.

I forbindelse med den ekstraordinære kraftsituasjonen 2021–2022 har blant annet Statnett, NVE, Thema og analyseselskapet Volue gjennomført ulike beregninger av prisvirkninger av de to siste utenlandskablene til Tyskland og Storbritannia. Utredningene som er gjennomført av SINTEF og AFRY bidrar også til å belyse effektene av økt utvekslingskapasitet.

Beregningene av prisvirkninger avhenger av hvilken periode som analyseres og på hvilken måte effekten vurderes.

THEMA gjennomførte i september 2021 en analyse av årsaker til prisøkningen på kraft fra 2019 til 2021. Analysen undersøkte hvilken andel av prisendringen som kunne tilskrives ulike forhold; som endring i brenselpriser, utenlandskabler, hydrologi og andre faktorer. Ut fra kraftprisene fram til september 2021 og prisforventningene for resten av året anslår THEMA prisvirkningen av NordLink og NSL til +6 euro per MWh5 for den nordiske systemprisen på kraft i 2021. Effekten er imidlertid veldig ulik i Nord-Norge (+3 euro per MWh6) og Sør-Norge (+13 euro per MWh7). THEMA understreker at prisvirkningene er beregnet som et gjennomsnitt og basert på prisbildet slik det var i september 2021.

Statnett publiserte i mars en analyse av prisvirkningene høsten 2021 av kablene til Storbritannia og Tyskland. Strømprisen i 2021 var i snitt 76 øre per kWh i Sør-Norge gjennom året, og de siste tre månedene av 2021 var den på hele 126 øre per kWh. Som gjennomsnitt anslår Statnett i denne analysen at de to nye kablene står for rundt 10 prosent av økningen i kraftprisene i Norge i 2021, men at den periodevise virkningen på prisene var høyere. I rapporten viser Statnett til at de hydrologiske forholdene i Norge og prisene i landene rundt oss har stor betydning for prisvirkningene.

Som et ledd i gjennomgangen av kraftsituasjonen har SINTEF analysert virkningene av overføringskablene til Tyskland og Storbritannia, ved å simulere utviklingen i kraftsystemet gjennom uke 36 2021 til uke 52 2023 for alternativet med og uten de to kablene. Simuleringene er gjort for 41 ulike værår (1981-2021). Siden simuleringsperioden strekker seg over mer enn to år, vil tilsigsutviklingen gjennom den aktuelle perioden følge utviklingen i de påfølgende årene. I simuleringene er det lagt til grunn de prisene som var kjent fra uke 36 2021 til uke 15 2022. For resten av perioden er prisutviklingen prognosert.

Resultatene fra simuleringene er avhengig av det helt spesielle prisbildet i Norge og i Europa i denne perioden. SINTEF peker på at den beregnede prisvirkningen også blir forskjellig ut fra hvordan modellberegningene kalibreres. Dette illustrerer at denne type analyser er usikre.

Figur 9.10 gir en illustrasjon av den gjennomsnittlig ukentlige prisvirkningen av de to kablene gjennom simuleringsperioden, for alle de ulike tilsigsårene. Virkningen avhenger av hvilket tilsigsår som er modellert. Sett over hele simuleringsperioden fra uke 36 2021 til og med uke 52 2023 varierer gjennomsnittlig priseffekt av kablene mellom en samlet sett svak nedgang eller uendret pris i enkelte tørre værår, som for eksempel perioden 2002-2003, og til en høy prisvirkning i andre værår, som 1988 eller 2006.

Forstørr bilde

Kilde: SINTEF

Gjennomsnittlig simulert prisforskjell med og uten de to utenlandskablene for alle de 41 tilsigsårene er om lag 27 prosent. For den perioden magasindisponeringen er vurdert av SINTEF i 9.3.5 (uke 36–52 høsten 2021) er gjennomsnittlig prisøkning mellom 14–26 prosent.

Siden tilsigsutviklingen og ressurssituasjonen i kraftsystemet også varierer gjennom simuleringsperioden, vil prisvirkningene i enkelte uker og sesonger være større eller mindre enn gjennomsnittet tilsier. I simuleringene er utfallsrommet for prisvirkningen spesielt stort i forkant av vårsmeltingen 2022, når den simulerte kraftsituasjonen er spesielt mer for værutviklingen.

Simulereringen av situasjonen med og uten kabler til Storbritannia og Tyskland viser at større overføringskapasitet gjør at produsentene vil tappe magasinene mer ned, siden det er mulig å importere mer i perioder med lite tilsig. Det generelle magasinnivået er derfor lavere gjennom simuleringsperioden. Samtidig viser SINTEF til at fyllingsgraden i gjennomsnitt er nokså lik mot slutten av simuleringsperioden, dvs i siste del av 2023.

SINTEF peker på at investering i mer overføringskapasitet til utlandet isolert sett er risikoreduserende i forhold til den værrelaterte variasjonen, men at flere kabler også øker påvirkningen på det nordiske kraftmarkedet av det som skjer utenfor Norden. Den risikoen dette innebærer er ikke inkludert i de kvantitative verktøyene på samme måte, jf. 9.3.6.

De ulike analysene som er gjengitt over er utført ut fra den situasjonen og det prisbildet som var i kraftmarkedet på tidspunktet for analysen. Gjennom 2022 har kraftprisene blitt vesentlig høyere i Europa og også i Norge, og den hydrologiske situasjonen innenlands er endret. Dette vil også påvirke den beregnede effekten av utenlandskablene.

Figur 9.9 viser også at den faktiske overføringskapasiteten mellom Sør-Norge og andre land har variert gjennom perioden.

Volue Insight publiserte i slutten av august en scenariosimulering av kraftsituasjonen for vinteren 2022–2023 med og uten kablene til Tyskland og Storbritannia, i tråd med den siste tids økte energi- og kraftpriser i Europa og tørrere værforhold i Norge. Med dette utgangspunktet vurderer Volue at de to kablene forklarer 25 prosent av den prognoserte økningen i kraftprisene i Sørvest-Norge (NO2) kommende vinter, tilsvarende en økning på 1,25 kroner per kWh både tredje og i fjerde kvartal 2022. I Volues analyser kommer den norske magasinfyllingen raskere tilbake til mer normale nivåer i simuleringen uten kabler, og magasinfyllingen ligger lavere gjennom hele analyseperioden i alternativet der de to kablene er inne, forutsatt et vedvarende høyt prisnivå i Europa de neste årene. I denne simuleringen har aktørene informasjon om hva som er utvekslingskapasiteten gjennom perioden, og virkningen skyldes derfor dels at magasinene disponeres på en annen måte.

AFRYs vurderinger av eksportbegrensninger, som er omtalt under utredede tiltak i kap. 9.4, har som resultat at lavere eksportkapasitet vil senke kraftprisene i Sør-Norge. Samtidig viser utredningen at eksportrestriksjoner på enkelte mellomlandsforbindelser ikke nødvendigvis vil medføre en stor nedgang i eksporten, dersom det fortsatt er eksportmuligheter på andre forbindelser. Virkningen på magasinfyllingen er derfor moderat.

Også NVE har utført ulike analyser i forbindelse med kraftsituasjonen gjennom det siste året. Som et ledd i vurderingen av kraftsituasjonen kommende vinter har NVE analysert virkningene av ulike uforutsette hendelser. Med dagens utgangspunkt for magasinfyllingen viser flere av NVEs værsimuleringer et behov for import til sørlige Norge fram til vårsmeltingen. For å illustrere effekten av et uventet bortfall av importkapasitet har NVE simulert et alternativ med reduserte importmuligheter i en ti ukers periode i tiden før vårsmeltingen. Til forskjell fra Volues analyse over er aktørene ukjent med hva som blir den realiserte overføringskapasiteten den kommende vinteren. NVEs analyser tyder på at en plutselig reduksjon i importmulighetene vil kunne bidra til å øke kraftprisene fram mot vårsmeltingen og øke risikoen for knapphetssituasjoner.

NVEs analyser viser at prispåvirkningen av utenlandskabler også avhenger av kraftbalansen innenlands. Kraftbalansen vil påvirke hvor store mulighetene er for norsk krafteksport, og dermed også hvor mye de utenlandske kraftprisene smitter over på norske kraftpriser. Ved høyt norsk kraftoverskudd vil det i beregningen av norske vannverdier bli tatt hensyn til økte muligheter for eksport. Vannverdiene vil da typisk settes slik at det ikke bare eksporteres kraft i høypristimer, men også i timer med lavere priser. Ved lavt kraftoverskudd vil produsentene spare mer på vannet, og vannverdiene vil justeres opp på et nivå som kun gir eksport i timene med de høyeste prisene i tilgrensede land. Slik vil norske vannverdier, og dermed norske kraftpriser, legge seg tettere opp mot maksprisene i tilgrensende land når kraftbalansen er lav. Endringer i kraftbalansen vil på denne måten påvirke hvilke europeiske prisnivåer som smitter over på norske priser.

Det er usikkert hvor lenge perioden med høye brensels- og kraftpriser i Europa vil vare. Dersom prisene på gass, kull og CO₂ forblir høye, vil også de gjennomsnittlige kraftprisene i Sør-Norge kunne forbli høye. Norge har begrenset mulighet til å påvirke utviklingen i Europa, og norske kraftpriser vil fortsette å være nært knyttet til de europeiske kraftprisene. NVEs analyser viser likevel at det er en klar sammenheng mellom kraftbalansen og kraftprisen i Sør-Norge, og sammenhengen er størst i situasjoner med høye priser og stor prisvariasjon i Europa. Dette indikerer at en styrking av den underliggende kraftbalansen i Norge vil kunne bidra til å redusere kraftprisene i Norge i perioder med høye priser i Europa. For at de norske kraftprisene skal frikobles fra europeiske priser, kreves en svært høy kraftbalanse. I NVEs modellresultater forekommer dette kun i år med svært høy væravhengig kraftbalanse, altså ved gode værforhold energimessig. Det er teoretisk mulig å bygge opp en så høy underliggende kraftbalanse at dette vil kunne skje i år med middels god væravhengig kraftbalanse. I et slikt tilfelle vil imidlertid en andel av den norske produksjonsevnen være verdiløs og gå til spille.

9.4 Utredning av tiltak for økt forsyningssikkerhet

I Meld. St. 11 (2021–2022) varslet regjeringen en bred oppfølging og gjennomgang av kraftsituasjonen 2021–2022. Olje- og energidepartementet utlyste derfor flere eksterne utredninger av ulike tiltak som har vært foreslått, analyser av virkningene av høye strømpriser på norsk økonomi og en evaluering av den eksisterende strømstønadsordningen. Sammenhengene i kraftmarkedet innebærer at tiltak som sikrer en rimelig pris til forbrukerne ikke nødvendigvis bidrar til en stabil forsyningssikkerhet. Utredningene viser at noen tiltak som skal sikre bedre forsyningssikkerhet vil ha en negativ effekt på pris, og omvendt.

9.4.1 Minstekrav til magasinfylling

Et minstekrav for magasinfyllingen har vært foreslått og utredet flere ganger tidligere i forbindelse med ulike typer situasjoner i kraftmarkedet. Formålet med tiltaket er å redusere risiko for en anstrengt kraftsituasjon, og å unngå rasjonering.

Et krav til magasinfyllingen kan i praksis gjennomføres på flere måter. AFRY og Menon har modellert en magasinrestriksjon der det settes et minimumskrav for magasiner i hvert prisområde med varighet fra uke 40 til og med uke 18 året etter. Minimumskravet for hvert magasin tilsvarer 10 prosent over den laveste fyllingsgraden som er målt de siste 20 årene for hvert prisområde. Analysen er gjort med AFRY sine forutsetninger for kraftmarkedet i 2022 og for 2030. AFRY har i tillegg inkludert ulike scenarioer knyttet til utviklingen av gassprisen i forhold til dagens nivå.

I analysen finner AFRY og Menon en betydelig effekt på minimal fyllingsgrad. Dette er naturlig, siden det blir direkte regulert av tiltaket. I analysen er effekten på minimal fyllingsgrad sterkere i Sør-Norge enn i Nord-Norge. Dette skyldes at man i dag har en flaskehals i transmisjonsnettet fra nord til sør. AFRY og Menon forutsetter at dette vil endre seg fram mot 2030, som følge av bedre utveksling fra nord til sør.

AFRY og Menon finner at tiltaket har en liten effekt på kraftprisene. Resultatene viser en svak nedgang i prisen i Sør-Norge og en svak oppgang i Nord-Norge. Prisen vil presses noe opp som følge av at produsentene blir tvunget til å spare mer vann en gitt periode. Det vil medføre at nettoeksporten reduseres, og kan gi nettoimport om det spares mye fra produsentene. Prisen kan presses ytterligere opp som følge av økt risiko for vanntap i perioder med mye nedbør. Økt vanntap betyr mindre produksjonsressurser tilgjengelig, noe som isolert sett bidrar til høyere priser.

AFRY og Menon antar at det hovedsakelig er magasinene i Sør-Norge som vil bli påvirket av tiltaket. Magasinene i Nord-Norge er i dag allerede på et høyt fyllingsnivå, men prisen er ventet å gå noe opp i Nord-Norge gjennom prispåvirkningene sørfra.

Den totale effekten på prisen gjennom året er derfor ikke entydig, men analysen av AFRY og Menon tyder på at prisene blir høyere om høsten (når produsentene må spare vann) og lavere om våren (når mye vann har blitt spart opp).

I forbindelse med St.meld. nr. 18 (2003–2004) Om forsyningssikkerhet for strøm mv. gjorde SINTEF en analyse av et lignende tiltak. SINTEF fant at tiltaket førte til prisøkning og redusert konsumentoverskudd i gjennomsnitt. AFRY og Menon fant i sin analyse kun en prisøkning i Nord-Norge i gjennomsnitt. Det kan være flere årsaker til forskjellene i resultater, blant annet har det skjedd endringer i kraftmarkedene og i kapasiteten på overføringsforbindelsene til utlandet. SINTEF viste til at i tørre år førte et minstkrav til magasinfylling til at forbruket i flere tilfeller ikke kunne dekkes av import, som igjen gjorde at prisen økte. I AFRY og Menon sin analyse avverges dette av en høyere importkapasitet. I tillegg forekommer det forskjeller i metode og referansedatasett mellom de ulike analysene.

AFRY og Menon antyder at tiltak som begrenser produksjonen for å sikre kraftforsyningen i Norge burde være akseptable innenfor EØS-avtalen. Å innføre en form for magasinrestriksjon er imidlertid komplisert som følge av et stort antall forskjellige magasiner med ulike egenskaper.

Som en del av sitt oppdrag, skal SINTEF også modellere ulike innretninger for magasinrestriksjoner. SINTEF sitt oppdrag er ikke ferdigstilt, og deres arbeid vil være med som grunnlag for departementets arbeid høsten 2022 med en styringsmekanisme som skal bidra til å redusere risikoen for rasjonering, jf. kap. 9.5.

9.4.2 Begrensning av krafteksport

AFRY og Menon har gjennomført en analyse hvor de har sett på tiltak med hensikt å begrense Norges eksport til utlandet fra Sør-Norge. AFRY og Menon har sett på to ulike måter å innføre eksportbegresningene: Enten ved å begrense eksportkapasiteten på utenlandsforbindelsene eller gjennom å øke kostnaden ved eksport av kraft (en form for «eksportavgift»). I analysen har de i tillegg gjennomført en sensitivitetsanalyse, hvor eksportkapasiteten mot utvalgte land begrenses enda mer. I analysene testes også effekter av tiltaket under ulike forutsetninger om den framtidige gassprisen.

AFRY og Menon har i sin analyse innført tiltaket på permanent basis. Det kan gi bedre indikasjoner på hvordan kraftmarkedet vil reagere enn om tiltaket blir introdusert over en kort periode. I analysen er kapasiteten mellom Sørvest-Norge (NO2) og Storbritannia, Tyskland og Nederland halvert i forhold til normal kapasitet. Til sammen reduserer dette Sør-Norges eksportkapasitet til utlandet med 22 prosent i 2022 og 23 prosent i 2030. Kapasitet i motsatt retning, altså importmulighetene til Norge, er ikke endret. Det er i tillegg testet for ulike forutsetninger om den framtidige gassprisen.

Analysen viser at effekten på magasinfyllingen i Sør-Norge er begrenset. Det vises til at tiltaket fører til en viss økning i minimumsnivået for magasinfylling over året, men har liten påvirkning på det laveste nivået i alle situasjoner. Dette kan skyldes at analysen kun halverer eksportkapasiteten til land utenfor Norden. Reduksjon av tildelt eksportkapasitet på de tre kablene som går direkte fra Norge til områder utenom Norden vil ikke nødvendigvis bidra til å øke magasinnivåene vesentlig. I AFRY og Menons analyser flyttes nettoeksporten til andre tider og andre kanaler. En begrensning av krafteksporten vil derfor ha en usikker effekt på forsyningssikkerheten over tid, blant annet på grunn av vannkraftens fleksibilitet og tilpasningsevne.

Generelt viser resultatene fra analysen at tiltaket gir en lavere kraftpris i Sør-Norge, og at denne effekten stiger med en forutsetning om økt gasspris framover. Antall timer med ekstremt høye strømpriser i Sør-Norge går i tillegg ned. Virkning på pris ville trolig vært mindre om man i tillegg begrenset importmulighetene.

I et scenario hvor eksportkapasiteten settes til null ut av Sørvest-Norge (Tyskland, Storbritannia, Nederland og Danmark) vil minste magasinfylling for alle prisområdene i Sør-Norge (NO1, NO2 og NO5) øke, men simuleringene tyder på at vanntapet under snøsmeltingen vil kunne være stort. Dette vil ikke være optimal ressursforvaltning. Under disse forutsetningene viser analysen en betydelig reduksjon i kraftprisene i alle prisområdene i Norge. Prisreduksjonen blir spesielt høy i Sør-Norge i år med høyt tilsig.

AFRY og Menon har tillegg sett på virkningene av en eksportavgift. Dette er forsøkt illustrert gjennom å legge på et kunstig tapsledd på overføringskapasiteten ut av Norge i modellen, som begrenser eksporten når prisforskjellene mellom Norge og utlandet er på et gitt nivå. I dagens situasjon med relativt store prisforskjeller mellom Norden og Europa finner AFRY og Menon at et slikt tapsledd må være relativt høyt om eksporten fra Norge til Europa kun skal skje når behovet er størst, og fjerne eksport i andre timer.

AFRY og Menon har videre testet virkningen av et tariffledd tilsvarende 20 øre per kWh på alle utenlandsforbindelser ut av Sørvest-Norge (NO2). Resultatene på både pris og magasinfylling var lignende som i scenarioet med halvering av eksportkapasiten mellom Sørvest-Norge og Storbritannia, Tyskland og Nederland. Kraftprisene blir noe redusert, men det er liten effekt på minimum magasinfylling.

AFRY og Menon anser at eksportreduksjon generelt vil være i strid med gjeldende avtaler om frihandel, men viser til at det finnes unntak for tiltak med sikte på å hindre varemangel. Begrunnelsen vil sannsynligvis stå sterkest hvis tiltaket knyttes til unormalt lave magasinnivåer i Sør-Norge, begrunnet i forsyningssikkerheten. Eksportrestriksjoner kan trolig redusere prisene og kan ha en positiv midlertidig effekt på forsyningssikkerheten, men det er et inngrep i markedet som påvirker andre land. Det er viktig å legge vekt på mulige reaksjoner fra naboland, som kan påvirke forsyningssikkerheten i Norge negativt i perioder hvor Norge har importbehov. AFRY og Menon mener at man ikke kan avvise at en begrensning av eksportkapasiteten i gitte situasjoner kan ha en positiv effekt på forsyningssikkerheten, men det avhenger av at tiltaket begrenses til en periode hvor fyllingsgraden er lav, og at tiltaket innføres uten særlig forvarsel samt at tiltaket implementeres slik at det faktisk reduserer nettoeksporten.

9.4.3 Makspris engrosmarkedet

I engrosmarkedet for kraft fastsettes kraftprisen som et resultat av tilbud og etterspørsel. Markedsprisen bestemmes av det nivået der produsentene får dekket produksjonskostnaden, mens forbrukerne betaler det de mener varen er verd. For en vannkraftprodusent vil vannverdien representere det de mener deres tilgjengelige kraftproduksjon er verd i dag. Vannkraftprodusentene regner ut denne verdien på vannet basert på blant annet kortsiktige og langsiktige prognoser for tilsig, magasinfylling, etterspørsel, forventning om prisutvikling i kraftmarkedet og i energimarkedet ellers.

Mekanismen for prisdannelsen er avgjørende for å sikre balanse i markedet fra dag til dag og time til time, og er derfor et viktig grunnlag for forsyningssikkerheten for kraft. Kraftprisene gir signaler om den underliggende ressursbalansen i kraftsystemet. En høy pris vil for eksempel reflektere knapphet på energi og at vannet i norske magasiner har en høy verdi i kraftsystemet, både i dag og framover. Det siste året har det vært fremmet flere forslag om en makspris på strøm i engrosmarkedet og i sluttbrukermarkedet, jf. kap. 9.6.1.

En makspris i engrosmarkedet innebærer at produsentene ikke kan selge strøm til en høyere pris enn makspris, selv om det er betalingsvillighet for det i markedet. En bindende makspris vil fjerne koblingen mellom markedsprisen og kraftforsyningsens fysiske egenskaper (overføringskapasitet og ressurstilgang over tid) som i stor grad er med på å danne vannkraftprodusentenes vannverdier i en gitt periode. Ettersom prisen i markedet er satt, vil produsentenes verdsetting av vannet være begrenset til maksprisen.

Med en makspris vil ikke knapphet på vann reflekteres i prisen aktørene står ovenfor. Kraftprodusentene vil derfor ikke ha insentiver til å redusere produksjonen, men vil i stedet alltid ha insentiv til å maksimere sin produksjon når maksprisen er gjeldende. Samtidig øker etterspørselen etter kraft, ettersom en bindende makspris reduserer konsumentenes insentiver til investeringer i energieffektive løsninger. Denne effekten vil imidlertidig avhenge av den enkelte konsument sine preferanser og nivået på maksprisen. I en allerede anstrengt ressurssituasjon kan man derfor havne i en ond sirkel, med stadig svekkelse av ressursbalansen. Problemet er at man får økt produksjon i magasinkraftverk i dag, som er drevet av en kunstig lav makspris, som vil bety at man senere i perioden vil ha mindre produksjonsmulighet. Over tid vil dette gi store utfordringer knyttet til forsyningssikkerheten.

Norge er en del av et integrert nordisk kraftsystem som igjen er tett knyttet til Europa. Om maksprisen settes under prisnivået i landene vi handler kraft med, vil ressurssituasjonen bli enda mer svekket. Norge vil da komme i en eksportsituasjon uavhengig av den nasjonale ressurssituasjonen. For å opprettholde forsyningssikkerheten må ytterligere tiltak i så fall innføres.

AFRY og Menon har også sett på virkninger av tiltaket på lengre sikt. Ved en makspris vil man implisitt subsidiere kraftforbruket i eksempelsvis industrien. Om prisen er lavere i Norge enn i det øvrige Europa, vil industrielle aktører ønske å relokalisere seg i Norge. Alt annet likt, så vil dette øke kraftetterspørselen i Norge over tid. Den langsiktige kraftbalansen vil også bli svekket om maksprisen er lavere enn det nivået som gir lønnsomhet i investeringer i ny kraftproduksjon. Selv om maksprisen settes relativt høyt vil lønnsomheten for ny produksjon svekkes, som følge av at produsentene ikke vil kunne dra nytte av høyprisperioder.

AFRY og Menon sin samlede vurdering er at en makspris i engrosmarkedet vil kunne gi lavere strømpris for forbrukerne på kort sikt. Tiltaket vil til gjengjeld gi betydelige utfordringer knyttet til forsyningssikkerheten i Norge over tid. I en anstrengt ressurssituasjon vil effekten på forsyningssikkerheten blir enda mer utfordrende.

9.4.4 Utbygging av innenlandsk nett og utnyttelse av eksisterende nett

I løpet av 2021–2022 har det oppstått et betydelig prisskille mellom nord og sør i Norge. Prisene i Sør-Norge (NO1, NO2 og NO5) har vært ekstraordinært høye, mens prisene i Midt- og Nord-Norge (NO3 og NO4) har til dels vært normale og tidvis svært lave. Prisforskjeller mellom prisområder oppstår når det er systematiske flaskehalser mellom områdene. Dette skyldes til dels at det ikke er mange/sterke nok kraftlinjer, men også at den fysiske kapasiteten mellom prisområdene ikke alltid kan utnyttes fullt ut.

AFRY og Menon har hovedsakelig analysert de generelle konsekvensene av å øke kapasiteten mellom prisområdene. De har sett på to alternativer; økt overføringskapasitet i Norge fra sør til nord, og økt overføringskapasitet i Norden. Resultatene viser at en bedre intern overføringskapasitet i Norge og Norden skaper muligheter til å utnytte fleksibiliteten i vannkraften bedre. Økt overføringskapasitet vil øke mulighetene for å disponere vannet på en samfunnsøkonomisk riktig måte, noe som for eksempel vil bidra til å redusere vanntapet for produsentene. Dette kan også bedre forsyningssikkerheten sør i Norge hvis fleksibiliteten forvaltes riktig. Med større overføringskapasitet er det mulig å overføre mer kraft fra områder med underskudd, noe som gjør hvert enkelt område mindre sårbart.

Analysen viser imidlertid at bedre overføringskapasitet fra nord til sør i Norge (eller i Sverige) trolig fører til en prisøkning i Midt- og Nord-Norge og en mer beskjeden prisnedgang i Sør-Norge. I situasjoner med et stort kraftoverskudd i nord og en flaskehals mot sør, vil prisen i Nord-Norge være svært sensitiv for endringer i overføringskapasiteten og kraftoverskuddet. Dette vil ikke påvirke prisene i Sør-Norge i samme grad. En prisøkning i Nord-Norge vil dermed føre til økt produsentoverskudd og redusert konsumentoverskudd, mens det vil være en motsatt, men mildere effekt i Sør-Norge. At vanntapet reduseres, bidrar også til økt produsentoverskudd i Nord-Norge. Totaleffekten i Norge vil være at produsentoverskuddet øker, mens konsumentoverskuddet reduseres.

9.5 Vurdering av gjennomgangen av kraftsituasjonen 2022 og tiltak for å styrke forsyningssikkerheten for kraft

Utredningene som er gjennomført viser betydningen av en sikker tilgang på strøm, og at høye kraftpriser påvirker husholdninger, næringer og samfunnsliv. Regjeringen startet derfor tidlig med overvåking av kraftsituasjonen 2021–2022 samtidig med implementering av tiltak som skulle lette byrdene for særskilt utsatte husholdninger, jf. boks 9.1. Gjennomgangen av av utredningene og regjeringens tiltak for å redusere belastningen for forbrukerne av høye strømpriser er omtalt i kap. 9.6.

I forkant av vinteren 2022–2023 har regjeringen allerede innført flere tiltak og vil vurdere nødvendige tiltak fortløpende for å trygge forsyningssikkerheten.

NVE har siden i fjor høst gjennomført ukentlige prognoser for kraftsituasjonen. Prognosene som ble gjort i vår, etter at snøsmeltingen var kommet i gang, viste at magasinfyllingsgraden ville ligge lavt i hele 2022 og fram til vårsmeltingen 2023. På den bakgrunnen ble det opprettet en dialog med vannkraftprodusentene før og gjennom sommeren. I juli ble det iverksatt en ukentlig rapporteringsordning for kraftprodusentene.

Status ved utgangen av uke 37 er at produksjonen i Sør-Norge de siste fire ukene vært svært lav sammenliknet med tall for de siste 10 årene. Eksporten fra Norge, som vanligvis er høy på denne tiden av året, har også vært svært lav. Gjennom ukene 35–37 var det nettoimport til Sør-Norge. NVEs siste prognoser (fra uke 38) viser at risikoen for knapphet på kraft frem mot vårsmeltingen fortsatt er lav. Det er fremdeles mye vann i kraftmagasinene, og normalt skal det komme store nedbørsmengder gjennom det som gjenstår av høsten. Produsentenes sparing av vann i magasinene har gitt en positiv virkning på utsiktene til kraftsituasjonen kommende vinter. Samtidig ligger det an til at magasinfyllingen fortsatt vil være på lave nivåer i tiden framover.

NVE gjennomfører utvidede prognoser med stresstester av utviklingen og gjør oppdaterte vurderinger av konsekvensene av eventuelle uventede hendelser, herunder fortsatt svikt i tilsiget. Videre har departementet bedt Statnett om å overvåke og rapportere til departementet ukentlig om importmulighetene til vinteren.

NVE har bedt Statnett gjennomføre en vurdering av mulige SAKS-tiltak (tiltak for svært anstrengte kraftsituasjoner). Sist gang det ble gjort en gjennomgang av og behovet for SAKS-tiltak var i 2014. NVE legger til grunn at det har skjedd store endringer i kraftsystemet i Norge og i våre naboland. Det pågår en omlegging av energi- og kraftsystemet, med en stadig større andel væravhengig produksjon samtidig som forbruket øker som følge av elektrifiseringen.

På bakgrunn av dette mener NVE at det er behov for å gjøre en ny utredning av fremtidige SAKS-tiltak. Statnetts vurdering av SAKS-tiltak skal være ferdigstilt 1. oktober. Ett av tiltakene som Statnett vurderer, er muligheten for å ha kraftverket på Mongstad i beredskap, slik at dette kan tas bruk ved behov. Statnett er i dialog med Equinor om dette.

I forkant av vinteren har Olje- og energidepartementet bedt NVE iverksette en sparekampanje som skal bidra til å opplyse strømbrukerne om mulighetene til å spare strøm og gjennomføre fornuftige tiltak. I statlige virksomheter er det også tatt initiativ til å redusere energibruken gjennom vinteren.

Tiltakene i forkant av vinteren gjør at energimyndighetene er godt forberedt inn mot vinteren 2022–2023. Regjeringen mener samtidig det er nødvendig å følge opp kraftsituasjonen det siste året med tiltak som kan redusere sårbarheten i det norske kraftsystemet i et lengre tidsperspektiv.

Kraftsystemene er inne i en periode med store endringer. Det er i tillegg stor uro i energimarkedene. Selv om kraftsituasjonen gjennom 2021–2022 skyldes spesielle forhold, viser utredningene som er gjort og tidligere erfaringer med vanskelige kraftsituasjoner i Norge at sårbarheten i det norske vannkraftsystemet i stor grad er knyttet til uventede hendelser innenlands eller i landene rundt oss.

Med en væravhengig produksjon og et temperaturavhengig forbruk har Norge hatt klare fordeler av tilknytning til andre lands kraftsystemer. Overføringsforbindelsene har lagt til rette for at det kan importeres mer i perioder med knapphet i norske vannkraftmagasiner eller i perioder hvor innenlandsk forbruk ikke kan dekkes med den maksimale produksjonskapasiteten om vinteren.

Samtidig tyder vurderingene og utredningene som er gjennomført det siste året på at de to siste utenlandsforbindelsene har bidratt til en større prispåvirkning i Norge enn forventet, og særlig i de sørlige delene av landet. Utviklingstrekk i landene rundt oss, nettbegrensninger internt i Norge og fra Sverige og perioder med tørrere vær enn normalt i sør har bidratt til dette. Større overføringskapasitet til utlandet medfører samtidig at magasindisponeringen påvirkes.

Overføringskablene til Storbritannia og Tyskland har kun vært i drift om lag i ett år, med svært spesielle forhold i det europeiske og norske kraftmarkedet. Det er heller ikke noe som tyder på at situasjonen i kraftmarkedet vil stabilisere seg i nær framtid. Regjeringen vil ikke godkjenne nye mellomlandsforbindelser i denne stortingsperioden. Regjeringen er også opptatt av balansert kraftutveksling og har tatt opp problemstillinger om import og eksport med tanke på vår nasjonale forsyningssikkerhet med våre handelspartnere.

Utredningene som er gjennomført viser at flere av tiltakene som er foreslått det siste året ikke vil bidra til å avhjelpe kraftsituasjonen, men kan gi uheldige effekter i kraftmarkedet. Analysene av virkningene av å innføre en makspris i engrosmarkedet viser at tiltaket vil øke faren for anstrengte kraftsituasjoner, ved at aktørene ikke får signaler om de underliggende fysiske forholdene i kraftmarkedet. Utredningene av å innføre direkte eksportbegrensninger på noen utenlandsforbindelser viser at tiltaket ikke gir vesentlig økning i magasinfyllingen, siden eksporten opprettholdes på de forbindelsene som ikke er begrenset. Det er også usikkert om et slikt tiltak vil ha en positiv effekt på forsyningssikkerheten.

Samtidig underbygger utredningene at det er en økt sårbarhet for uventede hendelser i det norske kraftsystemet. Magasindisponeringen av den regulerte vannkraften skjer på grunnlag av forventninger, noe som vil kunne medføre at magasinene disponeres på en måte som ikke er samfunnsmessig optimal når disse forventingene ikke slår til. Ved en forventet knapphet på kraft har produsentene i stor grad signaler til en riktig disponering av vannkraftressursene. Underestimering av usikkerheten og risikoen for uforutsette utviklingstrekk fram i tid kan imidlertid føre til at magasinene disponeres dristigere enn om man hadde inkludert større prisusikkerhet. I de enkelte produsenters disponering av magasinene er det vanskelig å forutse hendelser med lav sannsynlighet, men som kan ha store konsekvenser. Denne sårbarheten for uventede hendelser er ikke ny, men derimot et grunnleggende trekk ved den norske kraftforsyningen. Uventede hendelser kan for eksempel være tilsigssvikt utenfor det vi har historisk erfaring for, slik det var vinteren 2002–2003 eller bortfall av produksjonskapasitet, slik situasjonen var i 2010 da det var et større utfall av kjernekraft i Sverige.

Siden den gang har det norske kraftsystemet blitt tettere integrert med energimarkedene i Europa enn før, og vi er inne i en periode som tilsier stor usikkerhet og volatilitet i energi- og kraftmarkedene i årene framover. Energi brukes som et middel i krig og konflikt, noe som kan prege utviklingen i mange år. Energiomleggingen har også kommet langt i mange land, og gjør at kraftsystemene er mer væravhengige ettersom mer av den regulerbare produksjonen fases ut. Elektrisitet brukes til flere formål, og vår avhengighet av strøm i hverdagen er større enn før.

Det viktigste tiltaket i møte med større usikkerhet i kraftmarkedene de kommende årene er å sikre at kraftsystemet har tilstrekkelige kraftreserver som kan tas i bruk om det uventede inntreffer. Regjeringen har derfor varslet at det arbeides med å utforme en styringsmekanisme som skal sikre at mer vann spares i magasinene ved lave magasinnivåer og at eksporten i slike tilfeller begrenses. Arbeidet med styringsmekanismen pågår, og det tas sikte på å ferdigstille dette høsten 2022. Stortinget vil bli orientert på egnet måte.

Mekanismer som skal sikre større reserver har vært vurdert tidligere, for eksempel når det gjelder magasinrestriksjoner. Disse utredningene har vist at inngripen i kraftmarkedet ikke er uten kostnader. Men kraftsystemet er endret, og det er gode grunner til å sikre det norske kraftsystemet med mer reserver enn tidligere. Det er likevel viktig at det skjer på en måte som ikke skaper andre utilsiktede utfordringer for kraftforsyningen. Norge har fortsatt et væravhengig kraftsystem, med risiko for flom og overløp i perioder. Det er også viktig å bevare kraftprodusentenes insentiver til en mest mulig effektiv disponering av vannkraftressursene.

Værvariasjonene i det norske kraftsystemet er ifølge SINTEF godt ivaretatt i det modellverktøyet som finnes i dag. Utredningene av kraftsituasjonen 2021–2022 viser imidlertid betydningen av å utvikle gode verktøy for å analysere kraftmarkedene i en tid med store endringer, blant annet når det gjelder modellering av andre typer usikkerhet fram i tid og som kan ivareta at energisystemene i landene rundt oss vil ha andre egenskaper på lang sikt. En videreutvikling av modellverktøyet er viktig for en best mulig disponering av norske vannkraftressurser og for energimyndighetenes vurderingen av kraftsituasjonen og behovet for tiltak. Regjeringen foreslår derfor å øke bevilgningene til NVE med 10 mill. kroner for å videreutvikle kraftmarkedsmodeller og for å styrke analysekapasiteten i direktoratet.

9.5.1 Langsiktige løsninger for trygg og rimelig tilgang på kraft

Regjeringen mener at den viktigste langsiktige løsningen på kraftsituasjonen i årene framover er å styrke tilgangen på mer kraft, mer nett og mer effektiv bruk av kraft, jf. også Meld. St. 11 (2021–2022). Det er derfor viktig å raskt ta i bruk flere av de store mulighetene Norge har til utbygging av mer fornybar kraftproduksjon og få på plass en nettinfrastruktur som er tilpasset en ny tid, der tilstrekkelige mengder med rimelig fornybar energi skal være et fortrinn.

I en tid hvor mengden væravhengig produksjon som solkraft og vindkraft øker, blir den regulerbare vannkraften stadig viktigere. Det er fortsatt potensial for økt kraftproduksjon fra vannkraften gjennom opprusting og utvidelse (O/U) av eksisterende vannkraftverk. Regjeringen ønsker en forsvarlig utnyttelse av det gjenværende potensialet for ny vannkraft, og ønsker å sikre tilstrekkelig reguleringskapasitet når økt forbruk skal dekkes av vind og sol. I konsesjonsbehandlingen av ny vannkraft skal det derfor i større grad legges vekt på evnen til å produsere når behovet er størst.

Regjeringen vil også legge til rette for en langsiktig utvikling av vindkraft på land. Etter en pause på tre år åpnet Olje- og energidepartementet i april 2022 opp igjen for konsesjonsbehandling av nye vindkraftprosjekter. Vindkraftsatsingen skal skje på lag med vertskommuner som stiller areal til disposisjon, og en forutsetning er derfor at kommunene gir samtykke til behandling av konsesjonssøknadene. Regjeringen jobber også for at lokalsamfunn som stiller sine naturressurser til disposisjon for vindkraftutbygging, får mer igjen og blir sikret en rettmessig del av verdiskapingen.

Samiske interesser skal ivaretas i alle ledd i konsesjonsbehandlingen, og kraftutbygging og styrking av overføringsnettet skal ta tilbørlig hensyn til samisk kultur og næring.

Regjeringen har lagt fram en ambisiøs plan for utbyggingen av havvind. Målet for havvindsatsingen er industriutvikling, tilrettelegging for innovasjon og teknologiutvikling, samt at havvind skal bidra til økt utslippsfri kraftproduksjon i Norge. Regjeringen har våren 2022 satt en ambisjon om å tildele arealer med potensial for 30 GW havvindproduksjon på norsk sokkel innen 2040.

De første arealene for havvind i Norge vil etter planen bli utlyst i første kvartal 2023 og tildelt i løpet av samme år. Olje- og energidepartementet planlegger en neste runde med en mer omfattende tildeling av areal til havvind i 2025, og har gitt NVE i oppdrag å identifisere nye områder for havvindproduksjon.

Arbeidet for å sikre raskere utbygging av fornybar energi, må likevel skje på en måte som sikrer at konsekvensene blir utredet tilstrekkelig.

Regjeringen vil sikre en raskere utbygging av strømnettet. Forutsetningen for energisikkerhet og stabile priser er et godt utbygd nett som også er grunnlaget for investeringer i ny kraftproduksjon. Målet er et godt utbygd strømnett med tilstrekkelig kapasitet i hele landet.

Det er nå en stor pågang av industriaktører som ønsker tilknytning til nettet og regjeringen vil gjennom raskere konsesjonsbehandling legge til rette for slike investeringer. Strømnettutvalget (NOU 2022: 6 Nett i tide – om utviklingen av strømnettet) anbefaler en rekke tiltak som vil bidra til å redusere tiden det tar å utvikle og konsesjonsbehandle nettanlegg.

Departementet arbeider med å vurdere og følge opp utvalgets anbefalinger. NVE er allerede bedt om å gjennomføre tiltak innenfor gjeldende regelverk for å få ned konsesjonsbehandlingstiden, blant annet å vurdere økt bruk av et raskere behandlingsløp for mindre nettanlegg og nettanlegg der konfliktene er små.

Målet om en raskere og mer effektiv konsesjonsbehandling forutsetter også endringer hos energimyndighetene. I forslaget til statsbudsjett for 2023 prioriteres det en betydelig forsterking av energimyndighetene. Satsingen skal gjøre det mulig å øke takten i utbygging av mer fornybar kraft og mer nett. Dette er avgjørende for at ren og rimelig kraft fortsatt skal være et konkurransefortrinn for Norge.

Samtidig må energien brukes på en effektiv måte for å unngå unødige naturinngrep, bedre utnyttelse av eksisterende infrastruktur og ikke minst sikre at frigjort energi kan brukes til andre viktige samfunnsmål.

Regjeringen vil derfor legge til rette for energieffektivisering i alle deler av norsk økonomi, og for et bedre samspill mellom kraftsystemet, fjernvarmesystemet og mulighetene for forbrukerfleksibilitet. Energieffektivisering bidrar til å dempe konsekvensene av de høye strømprisene for både husholdninger og næringsliv.

Regjeringen er opptatt av at husholdninger med lave inntekter også skal ha mulighet til å få energioppgradert sine boliger. I februar 2022 lanserte regjeringen derfor en ordning på 100 millioner kroner gjennom Enova, hvor kommuner kan søke om støtte til energitiltak i kommunale boliger. Enova støtter i dag dessuten en rekke tiltak i husholdningene som bidrar til reduksjon i energi- og effektbruk.

Regjeringen har i statsbudsjettet for 2023 presentert en plan og et sett av tiltak som skal redusere energibruken i bygg med minst 10 TWh i 2030 og øke strømproduksjonen i bygg, jf. kap. 10 i denne proposisjonen.

9.6 Utredning av tiltak for å redusere belastningen av høye strømpriser for sluttbrukerne

I arbeidet med oppfølgingen av kraftsituasjonen er det satt ut utredninger for å vurdere flere tiltak som det siste året er foreslått for å redusere belastningen av høye strømpriser for sluttbrukerne. Tiltakene som AFRY og Menon har vurdert i sluttbrukermarkedet er makspris, toprissystem og kontantutbetaling. AFRY og Menon har fokusert på tiltak rettet mot husholdningene, men mener at vurderingene knyttet til markedsdynamikken i stor grad er overførbare også til næringskunder. Implementering er imidlertid mer komplekst for næringskunder med hensyn til både økonomisk innretning og statsstøtteregelverket. AFRY og Menon har også vurdert forslaget om etablering av en statseid kraftleverandør. I denne delen av gjennomgangen inngår også oppsummering av Thema Consulting sin utredning av det finansielle markedet og grunnlaget for prissikring av sluttbrukere.

9.6.1 Makspris i sluttbrukermarkedet

I tillegg til å vurdere makspris i engrosmarkedet, som det er redegjort for under kap. 9.4.3, har AFRY og Menon også vurdert makspris i sluttbrukermarkedet. Drøftingen av effektene har tatt utgangspunkt i økonomisk teori knyttet til subsidier.

AFRY og Menon analyserer makspris i sluttbrukermarkedet som en subsidie hvor staten dekker mellomlegget mellom makspris og markedspris. Det vises til at strømstønadsordningen for husholdninger kan sees på som en midlertidig makspris i sluttbrukermarkedet, men hvor kun deler av forbruket dekkes og kun for noen kundegrupper. AFRY og Menon har tatt utgangspunkt i at makspris innføres permanent, men vurderer også effektene av en midlertidig ordning. AFRY og Menon konkluderer med at makspris på strøm i sluttbrukermarkedet vil ha fordelingseffekter, effektivitetseffekter og implikasjoner for forsyningssikkerheten.

AFRY og Menon påpeker at en makspris i sluttbrukermarkedet vil bidra til rimeligere og mer forutsigbare strømutgifter for sluttbrukere. Tiltaket anses derfor som effektivt med hensyn til å nå dette formålet. En stor andel av inntekten til lavinntektshusholdninger går til strømutgifter, og dette forsterkes i perioder med høye strømpriser. Høye strømpriser kan svekke økonomien til både husholdninger med vanlige og lave inntekter, og makspris på strøm vil gi forutsigbare og rimelige strømpriser. AFRY og Menon viser til utredningen som SSB har gjort i forbindelse med evalueringen av strømstønadsordningen, jf. kap. 9.7.1 som finner at strømforbruk i gjennomsnitt følger husholdningenes inntekt. Makspris vil ikke skille mellom inntektsgrupper, og tiltaket vil derfor føre til at husholdninger med høy kjøpekraft blir kompensert mer i absolutt verdi enn de med lavere inntekt. Videre vil makspris føre til økt etterspørsel etter strøm som igjen vil bety økt overskudd til strømprodusentene. Det vil også skje en omfordeling fra den finansierende parten av tiltaket til strømkundene og strømprodusentene. AFRY og Menon mener at den totale kostnaden for å finansiere makspris vil være større enn overskuddet strømkundene får. Dette skyldes både at strømprodusentene får en del av overskuddet samt at finansieringen av makspris vil være dyrere enn det samlede overskuddet makspris fører med seg. Dette er fordi makspris fører til ineffektiv ressursutnyttelse. Videre vises det til at siden en stor andel av merinntekten som produsenten får overføres tilbake til det offentlige, vil noe av overskuddet tilfalle det norske folk gjennom økte inntekter til staten.

AFRY og Menon påpeker videre at makspris vil føre til økt strømforbruk sammenlignet med hva forbruket ville vært uten makspris, fordi strømmen blir relativt billigere. Den kortsiktige effekten er at strømkundenes insentiv til å redusere forbruket svekkes. På mellomlang sikt vil en permanent maksprisordning også redusere strømkundenes insentiv til å investere i energieffektive løsninger. Videre vises det til at jo lavere maksprisen settes, jo sterkere blir effekten. Dersom makspris skal innføres som et permanent tiltak vil det innebære en varig vridning mot produksjonssiden på bekostning av tiltak på forbrukssiden, fordi makspris reduserer insentivene til å redusere strømforbruk og gir en høyere etterspørsel etter strøm. Dersom makspris kun innføres midlertidig, vil dette redusere effekten på mellomlang sikt. Et midlertidig tiltak vil likevel kunne signalisere at tiltak også kan bli aktuelle i fremtiden.

Sluttbrukernes reduserte insentiv til å spare strøm og reduserte investeringer i energieffektivisering vil også kunne påvirke forsyningssikkerheten. Til forskjell fra makspris i engrosmarkedet vil makspris i sluttbrukermarkedet kun påvirke dynamikken i engrosmarkedet gjennom endringer på forbrukssiden, og prissignalene i engrosmarkedet vil derfor opprettholdes. Dette innebærer at forsyningssikkerheten i mindre grad vil kunne påvirkes, men i svært anstrengte kraftsituasjoner kan også makspris i sluttbrukermarkedet øke sannsynligheten for rasjonering.

AFRY og Menon mener at valget om å innføre makspris eller ikke vil avhenge av hvordan effektene som er beskrevet i utredningen vektlegges og tilgangen til andre tiltak. AFRY og Menon konkluderer med at makspris i sluttbrukermarkedet vil sikre rimelige og forutsigbare strømutgifter til strømkundene, men at det vil redusere insentivene til strømsparing og investeringer i energieffektivisering, og kunne svekke forsyningssikkerheten.

9.6.2 Toprissystem – normalforbruk er billigere enn luksusforbruk

I sin vurdering av et toprissystem diskuterer AFRY og Menon ulike utforminger av toprissystem og eventuelle utfordringer knyttet til å skille mellom normalforbruk og såkalt luksusforbruk, samt potensielle fordelingseffekter.

AFRY og Menon viser til at et toprissystem kan utformes på flere måter, og at dagens strømstønadsordning kan ses på som et toprissystem fordi fritidsboliger og næringskunder ikke er inkludert. Andre måter er å innføre en makspris som kun gjelder for normalforbruk eller å innføre et prosentvis avslag på prisen for normalforbruk. Utreder har valgt å ta utgangspunkt i en makspris da de tolker at tiltaket er ment for å sikre forutsigbare priser. Det vises til at både makspris og prosentvis avslag vil gi lignende effekter, men at prosentvis avslag kan medføre mindre vridningseffekter i markedet.

En makspris på normalforbruk vil gjøre normalforbruk billigere enn luksusforbruk i periodene hvor maksprisen blir gjeldende. AFRY og Menon viser til at en makspris på normalforbruk kan kombineres med minimumspris på luksusforbruk dersom formålet er at luksusforbruk alltid skal være dyrere enn normalforbruk.

AFRY og Menon mener at det er krevende å vurdere hva riktig nivå på normalforbruk er. Videre fremgår det at innretningen av ordningen vil påvirke hvordan støtten fordeler seg mellom ulike grupper i samfunnet. Hva som anses som riktig definisjon vil også kunne variere blant annet mellom husholdningstyper og årstider. Dersom normalforbruket skal gjelde per målepunkt må det også vurderes om strømkundene har mulighet til å tilpasse seg, ved for eksempel å installere flere målepunkter.

AFRY og Menon vurderer at jo mindre forbruk som defineres som normalforbruk, jo lavere blir både de positive og negative effektene av makspris. Videre vil økt etterspørsel, som følge av lavere pris på normalforbruket, øke presset i engrosmarkedet og dermed øke prisen for luksusforbruket. Med to-prissystem vil de kunstige høye prisene på luksusforbruk gi insentiver til å redusere luksusforbruket. Samtidig vil maksprisen på normalforbruk ha motsatt effekt. Den samlede effekten på etterspørselen, forsyningssikkerheten og effektivitet vil avhenge av innretningen på to-prissystemet.

Dersom målet er at det alltid skal være forskjell mellom de to forbrukskategoriene kan makspris på normalforbruk kombineres med minimumspris på luksusforbruk. Minimumspris vil ha samme effekter som en skatt som pålegges strømkundene for luksusforbruk. AFRY og Menon konkluderer med at en slik løsning vil gi ineffektiv allokering. Dette begrunnes med at strømkundenes nytte av og betalingsvillighet for luksusforbruket er høyere enn den samfunnsøkonomiske kostnaden ved å produsere strømmen.

AFRY og Menon vurderer at toprissystem sammenlignet med makspris vil ha mindre vridningseffekter, men samtidig gi mindre forutsigbarhet og mindre økt kjøpekraft for strømkundene. Videre konkluderes det med at et to-prissystem kan sikre forutsigbare strømutgifter for normalforbruk og at normalforbruk alltid er billigere enn luksusforbruk. Et to-prissystem gir fleksibilitet til å ta hensyn til inntektsfordeling og sosial profil, men er mer krevende å etablere enn makspris. Dette gjelder særlig hvordan normalforbruk skal defineres. Videre konkluderes det med at et to-prissystem både reduserer de positive og de negative effektene av makspris. Hvor stor forskjell det er mellom makspris i sluttbrukermarkedet og to-pris i sluttbrukermarkedet avhenger av innretningen. Det vil være fordelings- og effektivitetseffekter knyttet til luksusforbruk. Videre vil samlet konsumeffekt avhenge av definisjonen av normalforbruk og innretning av ordningen.

9.6.3 Fond som utbetaler kontantbetaling

AFRY og Menon viser til ulike forslag om fond som utbetaler kontantbetaling til strømkundene når det er unormalt høye strømpriser. Kontantutbetalingen vil være uavhengig av husholdningenes faktiske forbruk. Kontantutbetalinger vil øke forbrukernes kjøpekraft uten at strømmen blir billigere relativt til andre varer og tjenester. AFRY og Menon skriver at kontantutbetalinger er et mindre styringseffektivt virkemiddel dersom formålet er å sikre hele det faktiske strømforbruket. Likevel mener de at dette må veies opp mot at kontantutbetalinger gir mer effektiv ressursbruk og opprettholder insentivene til strømsparing og til å investere i energieffektive løsninger. Innretning av et fond kan gjøres på mange måter, og gir fleksibilitet til å ta hensyn til fordelingsmessige utfordringer og forutsigbarhet.

Det vil skje en omfordeling fra finansierende part til strømkundene og produsenter av varer og tjenester som det vil etterspørres mer av som følge av økt kjøpekraft. Ved kontantutbetaling vil strømkundene ha insentiv til å redusere strømforbruket og investere i energieffektive løsninger. Tiltaket vil heller ikke påvirke forsyningssikkerheten direkte. En anstrengt ressurssituasjon kan bli noe mer anstrengt enn i en situasjon uten kontantoverføring på grunn av kundenes økte kjøpekraft, men AFRY og Menon vurderer effekten til å være relativt begrenset. AFRY og Menon påpeker at dersom formålet er å begrense fordelingseffektene av svært høye kraftpriser i økonomien, så vil kontantoverføring være det mest hensiktsmessige av tiltakene som er vurdert fra et samfunnsøkonomisk perspektiv. Dette begrunnes med at en kontantoverføring har stort handlingsrom for innretning og minimale vridningseffekter med hensyn til produsent- og konsumenttilpasning.

9.6.4 Statseid kraftleverandør

AFRY og Menon har vurdert forslaget om å etablere en statseid kraftleverandør, og har vurdert dette i lys av utfordringer knyttet til dagens sluttbrukermarked for strøm. AFRY og Menon anbefaler ikke monopolisering av markedet eller vedvarende subsidiering av selskapet. Dette fordi det vil være klart i strid med EØS-avtalen samt innebære risiko for samfunnsøkonomisk ineffektivitet på sikt.

AFRY og Menon mener at dersom selskapet opererer basert på vanlig forretningsdrift etter selvkostprinsippet vil tiltaket kunne gjennomføres under dagens regelverk. Under denne forutsetningen konkluderes det med at et statlig selskap vil kunne tilby mer transparente avtaler.

Likevel er vurderingen at tiltaket som helhet er lite hensiktsmessig ut i fra dagens situasjon og pågående utvikling i sluttbrukermarkedet. AFRY og Menon legger til grunn at økt oppmerksomhet om sluttbrukermarkedet og nytt regelverk som planlegges innført vil kunne gi økt transparens og et mer effektivt marked. Videre påpekes det at strengere regulering ved behov vil kunne gi de ønskede effektene, og er et langt mindre omfattende tiltak enn å innføre et konkurranseutsatt statlig selskap i markedet.

AFRY og Menon ser ikke tegn til markedssvikt i markedet for spotprisavtaler. Det kan derimot være markedssvikt knyttet til fastprisavtaler, men dette henger sammen med dagens situasjon. Videre er vurderingen at en statlig konkurranseutsatt kraftleverandør ikke kan være avhengig av overføringer fra staten, og i volatile perioder som dagens situasjon må hente inn kostnader i form av betydelige risikopremier på lik linje som andre kraftleverandører. AFRY og Menon forventer at tilbudet av fastprisavtaler vil øke når strømprisen stabiliserer seg.

9.6.5 Det finansielle markedet

En forutsetning for et velfungerende kraftmarked er at det finnes gode prissikringsmuligheter for både kjøpere og selgere av kraft. Kraftmarkedet er preget av stor prisrisiko, med markedspriser som varierer fra time til time, dag til dag og år til år. For aktørene er prissikringsmuligheter viktig for å håndtere risiko, og sikre framtidige kostnader og inntekter.

Prissikring kan gjøres både bilateralt og via organiserte markeder (børs). Handel på organiserte markeder bidrar generelt sett til bedre håndtering av risiko blant aktører samt til mer effektiv prisdannelse i form av tilgjengelige og transparente priser som reflekterer markedets forventninger.

Kraftsituasjonen 2021–2022 har vært preget av betydelige prisforskjeller mellom de ulike prisområdene i Norge, men også i det nordiske kraftmarkedet.

Thema Consulting har, på oppdrag fra Olje- og energidepartementet, utarbeidet rapporten «Fastprisavtaler og prissikringsmulighetene til kraftleverandører i Norge». Formålet med oppdraget var å gjennomgå status for det finansielle markedet i Norden med tanke på prissikringsmulighetene til kraftleverandører i Norge. Thema har utredet hva som kan være konsekvenser av manglende prissikringsmuligheter på mellomlang sikt (1-7 år), eventuelle behov for tiltak for å sikre gode prissikringsmuligheter og tiltak som kan være aktuelle.

Rapporten omtaler de samfunnsøkonomiske kostnadene ved begrenset tilgang til kraftprissikring og manglende transparens i prissetting. Videre gjennomgås situasjonen i det norske sluttbrukermarkedet og kraftleverandørenes utfordringer ved å tilby fastprisavtaler. Rapporten drøfter også hvilke faktorer som driver prisene i det finansielle kraftmarkedet, om prisen på EPAD-kontrakter8 reflekterer forventningene til markedsprisen og årsaker til lav likviditet i markedet for EPAD-er. Videre drøftes om økt etterspørsel på fastprisavtaler kan påvirke utfordringene i markedet. Thema presenterer også en rekke mulige tiltak, og egne anbefalinger for en helhetlig retning i politikkutformingen.

Beskrivelsene og konklusjonene i rapporten er basert på intervjuer med norske kraftleverandører, gjennomgang av statistikk på fastprisavtaler i det norske sluttbrukermarkedet og analyse av likviditeten i det finansielle markedet.

Rapporten viser at omfanget av fastprisavtaler i Norge de siste tiårene har vært lavt sammenlignet med andre nordiske land. Thema deler inn kontraktstypene i spotpriskontrakter, variabel pris-kontrakter og fastpriskontrakter. Spotpriskontrakter er kontrakter der prisen følger spotprisen, mens variabel pris-kontrakter er kontrakter der prisen følger prisutviklingen i markedet, men med sjeldnere prisjusteringer. I fastpriskontrakter er prisen fast uavhengig av prisutviklingen i markedet. Andelen fastprisavtaler har ligget på om lag fem prosent både i norske husholdninger og i tjenesteytende næringer for årene etter 2010. Intervjuene med kraftleverandører viser at flere kraftleverandører utover våren og sommeren 2022 har sluttet å tilby nye fastprisavtaler.

Thema peker på at grunnen til at kraftleverandørene har utfordringer med å tilby fastprisavtaler er utfordringer i sluttbrukermarkedet og utfordringer i prissikringsmarkedet. Utfordringene i sluttbrukermarkedet henger sammen med lav etterspørsel etter fastpriskontrakter og kraftleverandørenes håndtering av volumrisiko. Det vises blant annet til at den lave etterspørselen kan henge sammen med Forbrukerrådets anbefalinger om spotpriskontrakter, dagens strømstønadsordning, og at spotprisen i Norge historisk har vært lav. Den lave etterspørselen medfører at kraftleverandørene har problemer med å samle en tilstrekkelig stor kundegruppe for å inngå en effektiv prissikringsavtale. Dette problemet forsterkes i perioder med høy prisvolatilitet fordi kraftleverandørene får en betydelig prisrisiko i tidsforsinkelsen mellom tegning av ny kunde på fastprisavtale til volumforpliktelsen i det finansielle markedet sikres. I prissikringsmarkedet oppgis det at likviditeten av EPAD-handel er lav, og dette anses av kraftleverandørene som en betydelig barriere for å kunne prissikre seg på en effektiv måte. Majoriteten av kraftleverandørene som Thema har intervjuet i forbindelse med utredningen har opplyst at deres strategi er å prissikre volum tilsvarende forpliktelsene til videresalg. Alle oppgir at de utelukkende prissikrer seg gjennom handel i finansielle kontrakter. I de fleste tilfeller innebærer dette en kombinasjon av en systempriskontrakt og en EPAD-kontrakt. De fleste systempriskontraktene handles via børs, mens EPAD-kontraktene handles i hovedsak bilateralt. Noen kraftleverandører som er i samme konsern som en kraftprodusent prissikrer seg internt.

Thema beskriver hvordan utfordringene påvirker tilbudet at fastprisavtaler. For det første gjør de faste kostnadene knyttet til prissikring det nødvendig med en minimum størrelse på kundeporteføljen. For det andre vil kostnadene som følger av kraftleverandørenes utfordringer med prissikring inkluderes i prisen som tilbys sluttbrukere. For det tredje vil flere kraftleverandører, når prissikringen blir vanskelig å gjennomføre, ha insentiv til å ikke lenger tilby de avtalene de ikke kan lønnsomt prissikre via markedet.

Handel av EPAD-kontrakter er relativt lavt sammenlignet med systempriskontrakter. Siden 2014 har det vært en fallende trend i bruk av systempriskontrakter. Thema ser en viss trend til et økende handelsvolum av EPAD-kontrakter de siste to årene, grunnet et økt behov for å sikre seg mot områdeprisen i tillegg til systemprisen. Thema har undersøkt om EPAD-kontraktene er riktig priset, altså om de reflekterer markedets prisforventninger. Analysen dekker kun handler gjennomført over børs. Thema vurderer at det er vanskelig å konkludere med at EPAD-kontrakter ikke reflekterer markedets prisforventninger.

Thema mener at selv om likviditeten i det finansielle markedet er fallende, og flere aktører regner den som for lav, er det stort sett tilstrekkelige muligheter for sikring mot systemprisrisiko. Thema peker på tre årsaker til lav likviditet: 1) små markeder i EPAD-handelen, 2) svake insentiver for deltakelse på børs og 3) kostnader ved børshandel. Thema viser til at mangelen på prissikringsmuligheter spesielt skyldes den lave likviditeten i handel av EPAD-kontrakter. Små budområder medfører få aktive aktører, som igjen betyr små tilbudte volum og derfor også lav likviditet. Thema viser også til at få aktive aktører vil svekke konkurransen og øke sannsynligheten for at enkeltaktører i et budområde oppnår markedsmakt. I de små budområdene kan det også være strukturell ubalanse mellom tilbud og etterspørsel, som igjen gjør det vanskelig å finne en motpart for handel. I tillegg trekkes det frem at aktører kan ha ulike preferanser for å prissikre seg utenfor det finansielle kraftmarkedet, for eksempel gjennom bilaterale langsiktige kraftavtaler. For eksempel kan finansielle og administrative kostnader knyttet til sikkerhetsstillelse og krav til rapportering gjøre at aktører ikke ønsker å bruke det finansielle markedet. Små aktører rammes i større grad av slike kostnader.

Thema viser til at lave nivåer av prissikring og lav likviditet kan ha en selvforsterkende effekt. Thema drøfter i hvilken grad økt etterspørsel etter fastprisavtaler kan motvirke de underliggende utfordringene i markedet. Det konkluderes med at økt etterspørsel kan bidra til å redusere noen av utfordringene i markedet, men at det ikke vil være tilstrekkelig for å blant annet øke likviditeten i EPAD-kontrakter.

Thema presenterer en rekke mulige tiltak knyttet til utfordringene som er identifisert. Utfordringene med å samle kunder i ett marked kan blant annet løses ved å benytte samlede innkjøpsavtaler. Samlede innkjøpsavtaler går ut på at kundene som ønsker fastprisavtaler melder sin interesse til en uavhengig part som samler kundene i en portefølje. Tilbyderne kan via en anbudsrunde by på kundeporteføljen. Dette vil kunne redusere kostnadene og risikoen knyttet til tidsforsinkelsene mellom en kunde tegnes og volumet sikres. Håndtering av volumrisiko kan løses ved støtte til veiledning om kostnadene kraftleverandørene har knyttet til volumrisiko, samt ved å tilby forsikringsprodukter med volumbestemmelser.

Thema mener at lav likviditet i EPAD-handelen blant annet skyldes små markeder siden handelen er begrenset til hvert budområde. Thema presenterer ulike tiltak som kan utvide størrelsen på prissikringsmarkedene. Tiltakene er markedskobling i forward-markedet, krav om at Statnett auksjonerer ut EPAD-er, krav om at Statnett auksjonerer langsiktige finansielle transmisjonsrettigheter (LTTR), å slå sammen/utvide budområder og økt bruk av market makers9. Thema viser også til at endringer i beregningsgrunnlaget for grunnrenteskatten, å pålegge vertikalt integrerte selskaper å prissikre via børsen og etterspørre revisjon av EMIR10 er tiltak som påvirker produsentenes insentiver for deltagelse i markedet og kostnader som følge av å stille med sikkerhet.

Av de potensielle tiltakene anbefaler Thema å se på bruk av markedskobling i forward-markedet, samlede innkjøpsavtaler og bruk av volumfaste forsikringsprodukter i et eventuelt videre arbeid med å utvikle det finansielle markedet.

Thema viser til at sluttbrukere ikke vil reagere på prissignaler i markedet med gjeldende modell for fastprisavtaler, noe som kan føre til feiltilpasninger og høyere kostnader for kraftsystemet. De peker på at det finnes alternativer til de tradisjonelle fastprisavtalene som både bevarer sluttbrukernes behov og ikke undergraver behovet for økt fleksibilitet i kraftsystemet. Thema mener dette er viktig å ta med i vurderingen om hvorvidt og hvordan det kan legges til rette for et tilstrekkelig tilbud av fastprisavtaler i sluttbrukermarkedet.

Thema viser til et nylig publisert utkast til et policynotat fra byrået for samarbeid mellom energireguleringsmyndigheter (ACER) og Council of European Energy Regulators (CEER) hvor alternativer for å gjøre det europeiske forward-markedet mer velfungerende er vurdert. Et av forslagene er å tilrettelegge for handel av EPAD-kontrakter mellom aktører i ulike budområder gjennom markedskobling i det finansielle markedet. Thema vurderer at dette kan adressere det fundamentale problemet med små budområder i forbindelse med EPAD-kontrakter, og trolig også kan redusere kostnaden ved prissikring. De viser likevel til at dette ikke vil være en enkel og rask løsning på dagens problemer, men at det kan være det beste alternativet på lang sikt. Thema anbefaler Olje- og energidepartementet samt andre norske aktører å undersøke tiltaket nærmere.

Thema peker på at samlede innkjøpsavtaler kan være et mulig virkemiddel mot utfordringen kraftleverandører møter med volatiliteten i kraftmarkedet. Thema anbefaler departementet sammen med markedsaktørene å utvikle alternative salgsmodeller.

Departementet ser viktigheten av et velfungerende finansielt kraftmarked, både av hensyn til transparente og tilgjengelige priser samt tilstrekkelige prissikringsmuligheter for aktører. Departementet vil vurdere om det er behov for å vurdere tiltak knyttet til det finansielle markedet.

9.7 Evaluering av strømstønadsordninger

Regjeringen innførte en rekke midlertidige støtteordninger som hjelp til å håndtere de rekordhøye strømprisene vinteren 2021/2022. Disse er presentert i boks 9.1.

Stortinget fattet i forbindelse med behandlingen av forslag om endringer i midlertidig lov om stønad til husholdninger som følge av ekstraordinære strømutgifter, jf. Prop. 50 L (2021–2022) og Innst. 118 L (2021–2022), anmodningsvedtak nr. 355, 21. januar 2022:

«Stortinget ber regjeringen i løpet av første halvår 2022 komme tilbake med en evaluering av støttetiltakene for strøm, herunder samfunnsøkonomiske konsekvenser og fordelingsvirkninger. Sammenhengen mellom husholdningenes inntekt og strømforbruk bes belyst.»

Departementet har satt ut en rekke eksterne utredninger presentert under kap. 9.6, og det ble i forbindelse med dette også foretatt evalueringer av strømstønadsordningen for husholdninger, strømstøtteordningen for jordbruk- og veksthusnæringen og strømstøtteordningen for idrettslag og frivillige. Disse ordningene utmåler støtte basert på faktisk strømforbruk hos støttemottakerne. På bakgrunn av at det i anmodningen bes om at sammenhengen mellom inntekt og strømforbruk belyses, er også virkningene av økt bostøtte evaluert sammen med ordningen for husholdninger.

9.7.1 Strømstønadsordningen for husholdningene

Regjeringen har innført en strømstønadsordning som skal hjelpe husholdningene med å håndtere ekstraordinære strømpriser. Strømstønadsordningen for husholdninger er regulert i midlertidig lov om stønad til husholdninger som følge av ekstraordinære strømutgifter (strømstønadsloven) av 22. desember 2021 nr. 170, samt tilhørende forskrift som inkluderer fellesmålt husholdningsforbruk.

Ordningen fungerer slik at når gjennomsnittlig markedspris (spotpris) for måneden i det prisområdet husholdningen tilhører overstiger 70 øre per kilowattime (kWh), vil staten betale en andel av prisen over dette nivået. For forbruk i desember 2021 dekkes 55 prosent, for forbruk fra og med januar til og med september 2022 dekkes 80 prosent og for forbruk fra oktober til desember 2022 dekkes 90 prosent. Regjeringen har foreslått en lovendring som innebærer at forbruk i september 2022 dekkes med 90 prosent. Gjennom ordningen vil en husholdning få stønad til strømforbruk på opptil 5 000 kilowattimer per måned per målepunkt. For fellesmålt husholdningsforbruk er forbrukstaket 5 000 kWh per boenhet per måned.

Forvaltning og administrasjon av ordningen

Reguleringsmyndigheten for energi (RME) forvalter ordningen, og skal beregne og offentliggjøre et stønadsgrunnlag og en stønadssats, forestå utbetaling av stønad til nettselskapene og føre tilsyn med ordningen.

Nettselskapene administrerer den vedtatte strømstønadsordningen for husholdninger, og beregner stønad til kundene basert på nettselskapenes eksisterende kundesystemer. I arbeidet med strømstønadsordningen var det viktig for regjeringen å raskt få på plass en ordning som kunne avhjelpe situasjonen for norske husholdninger. Det vises til Prop. 44 L (2021–2022), hvor det står at «For at ordningen skal kunne settes i verk hurtig, bør den administreres av nettselskapene. Nettselskapene har allerede systemer med kundeinformasjon (kundeinformasjonssystem, KIS) som kan benyttes for at ordningen raskt kan nå frem direkte på strømregningen til husholdningene.».

Støttemottakere etter gjeldende regelverk

Etter strømstønadsloven har nettkunder med egen strømmåler, som er rettmessig registrert som husholdningskunde hos nettselskapet, rett til stønad. En omtale av bakgrunnen for ordningen med strømstønad til husholdningene fremgår av forarbeidene til strømstønadsloven i Prop. 44 L (2021–2022) og Prop. 70 L (2021–2022).

Ordningen er avgrenset mot fritidsboliger og næring. I uenighetssaker mellom nettkunde og nettselskap om hva som er korrekt registrering av kundeforholdet, legger RME som hovedregel til grunn den informasjon som fremgår av matrikkelen. Dette følger av forarbeidene til strømstønadsloven. Selv om eiendommen i matrikkelen er registrert som fritidsbolig, har RME i sin praksis åpnet for at de som har fått dispensasjon fra kommunen til å bo fast i fritidsbolig, får støtte. For å kunne ta i bruk fritidsboligen som bolig, er det nødvendig å søke kommunen om bruksendring etter plan- og bygningsloven. I mange tilfeller er det også nødvendig å søke om dispensasjon fra arealplan.

Departementet har fastsatt en forskrift som sikrer at fellesmålt husholdningsforbruk i borettslag, eierseksjonssameier, boligaksjeselskap og ikke-seksjonerte boligsameier også omfattes av den midlertidige strømstønadsordningen for husholdninger. Forutsetningen for å motta støtte, er at husholdningsforbruket befinner seg bak et målepunkt i borettslaget/sameiet mv. Garasjelag, energianlegg mv. som er organisert utenfor borettslag/sameie mv. mottar ikke støtte.

Uavhengig av husholdningskundens strømavtale

Beregning av strømstønad skjer uavhengig av husholdningskundens strømavtale.

Det er et fåtall av kundene som har svært gunstige fastprisavtaler og som tjener penger på å bruke strøm med strømstønaden. Andelen kunder med fastprisavtale ved utgangen av Q4 2021 var 3,5 prosent ifølge SSB. Det er i praksis de som har inngått kontrakter før høsten 2021 som har lave gunstige fastprisavtaler. De avtalene som er inngått i perioden fra desember 2021 og frem til i dag er gjerne dyrere fastprisavtaler enn de som ble inngått i perioden før desember 2021. I sluttbrukermarkedet for NO1, NO2 og NO5 tilbys det omtrent ikke fastprisavtaler per nå. Etter dialog med flere strømleverandører har RME fått bekreftet at svært mange av fastprisavtalene de har inngått utløper i løpet av 2022. Det vurderes derfor at det er et avtakende problem at kunder tjener penger på å bruke strøm på grunn av strømstønaden.

Nettselskapene har ikke informasjon om hvilken strømavtale kunden har inngått med kraftleverandør. For at nettselskapene skal få en slik oversikt må kraftleverandøren rapportere til nettselskapet hvilken avtale hver enkelt kunde har, enten direkte til nettselskapet eller via Elhub. Dette vil kreve utvikling både i kraftleverandørenes, Elhubs og nettselskapenes systemer og være administrativt krevende.

Evaluering av strømstønadsordningen for husholdninger

I forbindelse med gjennomgangen av årets kraftsituasjon har Olje- og energidepartementet gitt Statistisk sentralbyrå (SSB) i oppdrag å gjennomføre en utredning av den økonomiske og velferdsmessige betydningen høye strømpriser har for husholdninger. Som en del av dette arbeidet, har SSB evaluert strømstønadsordningen for husholdninger og strømstøtteordningen for jordbruks- og veksthusnæringen.

I tillegg skal RME i løpet av høsten 2022 gjennomføre en evaluering av om målepunkt som har mottatt strømstøtte faktisk er kvalifisert for dette etter strømstønadsloven. Det skal gjennomføres kvantitative analyser som omfatter samtlige utbetalinger fra nettselskap til kunder for perioden desember 2021 til og med juni 2022. Videre skal det gjennomføres grundigere analyser av minst 1/3 av nettselskapene, med et særlig fokus på hvilke interne rutiner og systemer nettselskapene har for å sikre at strømstøtte blir utbetalt til stønadsberettigede målepunkt/kunder. Analysene gjennomføres høsten 2022, og endelig rapport vil foreligge innen utgangen av 2022.

Nedenfor følger en oppsummering av SSB sin evaluering av strømstønadsordningen for husholdninger.

Datagrunnlag og avgrensninger

Den viktigste datakilden i SSBs utredning er Elhub. Elhub er en registerdatabase over alle nettkunder i Norge. Informasjonen i Elhub er kombinert med SSBs register over husholdninger og boliger (heretter kalt Boforholdsregisteret11), informasjon om elspotpriser fra Nord Pool og informasjon om temperatur fra Meteorologisk institutts værdatabase for å beskrive husholdningene og deres forbruk nærmere. Det er visse begrensninger knyttet til datasettene.

• Inntektsopplysningene i Boforholdsregisteret 2022, herunder om disponibel inntekt og bostøtte, gjelder for kalenderåret 2020.

• Det er færre husholdninger som er registrert med en strømmåler enn det totale antallet husholdninger i Norge. Datasettet fra Elhub som utredningen bygger på har høyere gjennomsnittsinntekt og lavere andel leietakere sammenlignet med husholdningssektoren i Norge.

• Ingen av datasettene inneholder informasjon om oppvarmingsutstyr, hverken bruk eller beholdning. Slike data finnes heller ikke i andre registre.

Tallene som presenteres i rapporten bygger på et utvalg av om lag 39 000 strømmålere som er koblet til en husholdning i Boforholdsregisteret. SSB sitt utvalg skiller seg derfor fra populasjonen generelt. SSB har kun observasjoner fra husholdninger som er registrert med individuell strømmåler. SSB har med andre ord ikke informasjon om strømforbruket til husholdninger som ikke er registrert med en strømmåler, som blant annet er gjeldende for noen leietagere, studenter og institusjonsbeboere. SSB har heller ikke inkludert husholdningsforbruk som er registrert på fellesmålere, og tar ikke hensyn til om noen husholdninger har flere strømmålere.

I analysen blir endringer i månedsspotprisen brukt som en indikator på hva som skjer med kraftprisene og dermed strømutgiftene til sluttbrukerne.

SSB har analysert virkningene av høye strømpriser for ulike husholdningsgrupper og virkninger av stønadsordningene til husholdninger og landbruksnæringen. Betydningen for husholdningene drøftes ut fra husholdningenes inntekt, størrelse og sammensetning, egenskaper ved boligen, geografisk plassering og muligheter for bruk av alternativer til strøm i oppvarmingen. SSB har også sett på hvordan strømstønadsordningen og ekstraordinære bostøttetiltak har samvirket. SSB har ikke evaluert hva som er optimal politikk, effekter på markedet eller hvordan politikken påvirker andre deler av økonomien. Analysene i SSB sin rapport baserer seg på informasjon som var tilgjengelig i april 2022. Endringer i ordningene etter april 2022 er derfor ikke vurdert i rapporten.

Sammenheng mellom strømforbruk og inntekt

SSB finner en positiv sammenheng mellom inntekt og strømforbruk, men at det er stor variasjon i strømforbruket på alle inntektsnivå. Mange husholdninger med lav og midlere inntekt har høyt strømforbruk og mange husholdninger med høy inntekt har et relativt lavt strømforbruk. SSB forklarer dette med at deler av husholdningers strømforbruk karakteriseres som et nødvendighetsgode hvor store deler av forbruket styres av behov for oppvarming, varmtvann og kjøling av mat. SSB viser til tidligere analyser som viser at gjennomsnittlig forbruk øker med antall husholdningsmedlemmer og at husholdningsinntekten til familier med bare en inntektstager er lavere enn når det er to eller flere. Husholdninger med høyere inntekt bor også i større grad i eneboliger og har større areal per husholdningsmedlem, men også her er variasjonene store. SSB finner altså ingen entydig sammenheng mellom strømforbruk og inntekt. Også mange lavinntektshusholdninger har høyt forbruk.

Forstørr bilde

Kroner og kWh

Kilde: SSB

Forstørr bilde

Kilde: SSB

SSB har også sett på gjennomsnittlig strømforbruk over perioden for husholdninger i ulike inntektsdesiler. Dette er presentert i figur 9.12. Desil 1 inneholder de 10 prosentene av husholdningene med lavest inntekt, og dette følger helt opp til desil 10 som inneholder de 10 prosentene av husholdningene med høyest inntekt. Figuren viser at husholdninger i de to laveste inntektsgruppene bruker tilnærmet like mye strøm i gjennomsnitt gjennom hele perioden. Ut i fra forskjellene mellom vintertoppene ser det ut til at husholdningene i de to laveste inntektsgruppene har spart noe vinteren 2021–2022 sammenlignet med vinteren 2019–2020, men reduksjonen ser ut til å være liten. SSB vurderer at dette kan skyldes at disse husholdningene allerede har spart det de kan på strømmen og er nede i basisforbruket som er vanskelig å endre uten en betydelig redusjon i komfort. I andre ende av inntektsfordelingen viser figuren en større variasjon over året og at vinterforbruket fra år til år varierer mer over året med inntektsfordelingen. SSB viser til at dette kan indikere at det er mer forbruk som lettere lar seg endre i de høyere inntektsfordelingene. Videre er forbrukstoppen for den høyeste inntektsgruppen lavere vinteren 2021–2022 enn samme tid i 2019–2020, som indikerer at også husholdningene i denne inntektsgruppen sparte på strømmen i forrige vintersesong.

Forstørr bilde

Andel i prosent

Kilde: SSB

SSB viser til at strømstønadsordningen reduserte kraftutgiftene til husholdningene i Sør-Norge, men at kraftutgiftene til husholdninger i sør likevel var betydelig høyere enn i nord.

SSB har sett på utviklingen i budsjettandelen for utgifter til strøm i de ulike inntektsdesilene for å vurdere hvor tung prisøkningen har vært på de ulike gruppene.

SSB ser en entydig trend som viser at de høye prisene har vært tyngst å bære for husholdninger i de laveste inntektsgruppene, men at budsjettandelen også var høy i de midtre inntektsgruppene.

SSB har sett på hvordan utsatte grupper påvirkes av høye strømpriser og stønadsordningene. For alle gruppene SSB har sett på, unntatt husholdninger med små barn, utgjør strømutgiftene og strømstønaden en større budsjettandel enn gjennomsnittetfor hele utvalget. Se nærmere vurdering av effektene på utsatte grupper nedenfor.

Strømstønadsordningens påvirkning på strømforbruk

SSB ser i gjennomsnitt en betydelig strømsparing. Ifølge SSB er det begrenset hvor mye konsumentene ønsker og kan redusere forbruket på grunn av store velferdstap. SSB ser klare tegn til dette, ved at en stor andel av kostnadsøkningen ble tatt ut i økte utgifter til strøm og dermed redusert konsum av andre varer og tjenester. Husholdningene reduserer konsumet der hvor nyttetapet er lavest. Når husholdningene velger å ta ut en større andel av velferdstapet i form av økte utgifter til strøm og mindre som velferdstap ved redusert strømforbruk, er det en klar indikasjon på at mange ser på det strømforbruket de har som viktigere for sin velferd enn annet konsum på marginen. Dette er ifølge SSB trolig fordi en stor andel av strømforbruket for de fleste husholdninger vil være nødvendighetskonsum.

SSB påpeker at det er stor variasjon i strømforbruket mellom ulike husholdninger, ikke bare i gjennomsnitt mellom grupper, men også innad i en gruppe. Store deler av strømforbruket vil i de fleste husholdninger være drevet av nødvendighetsforbruk. For denne delen av forbruket vil husholdningene oppleve store nyttetap når de forsøker å redusere forbruket. Mange husholdninger vil ha substitusjonsmuligheter for en del av dette nødvendighetsforbruket, for eksempel oppvarming, som vil bidra til at husholdningene har muligheter for å redusere strømforbruket. I tillegg vil størrelsen på boligen relativt til antall husholdningsmedlemmer og type bolig påvirke forbruket og muligheten for forbruksendringer. SSB ser stor variasjon både i forbruksnivået og prisrespons mellom ulike husholdninger. Investeringer for å redusere strømforbruket på sikt er ofte utenfor det økonomiske handlingsrommet til mange lavinntektshusholdninger, noe som gjør andre typer virkemidler, som for eksempel subsidier til effektiviseringstiltak, viktige.

Effekter i type bolig

SSB har ikke hatt mulighet til å direkte analysere effekter av oppvarmingsutstyr i husholdningene i analysen fordi det ikke finnes slike data i registre. SSB viser imidlertid til tidligere analyse fra 201412 som viser at alternative oppvarmingskilder,som varmepumper, er høyt korrelert med type bolig. Mulighetene for bruk av ved og alternative oppvarmingskilder er sterkest tilstede i eneboliger og svakest tilstede i blokkbebyggelse.

SSB har sett på hvordan strømforbruket og strømutgiftene varierer med boligens størrelse, boligtype og størrelse på husholdningen. SSB finner at strømforbruket varierer relativt mye med størrelsen på boligen, og at variasjonen er større enn variasjonen etter inntektsdesiler. SSB ser en klar tilpasning av forbruket til de høye strømprisene vinteren 2021–2022 ved at forbruket er like lavt som vinteren 2019–2020, som var en mild vinter. Videre ser det ut til at husholdningene i de største boligene tilpasser seg i større grad enn husholdningene i de minste boligene. SSB baserer dette på at forbruket i de største boligene vinteren 2021–2022 ligger under forbruket vinteren 2019–2020, mens forbruket i de minste boligene er relativt likt mellom de to vintersesongene. SSB skriver at dette kan ha ulike årsaker. For det første har husholdninger i de største boligene ofte større muligheter for å bruke alternative oppvarmingskilder enn i de minste boligene, som oftest består av leiligheter. Store boliger vil også ofte ha muligheter for å spare strøm uten at det reduserer komforten for mye, ved for eksempel å la ubrukte rom stå kalde. I leiligheter er det ofte mindre muligheter til dette fordi en større andel av arealet brukes aktivt og sparing i forbruket derfor innebærer et større komforttap, for eksempel ved å redusere innetemperaturen under det som oppleves komfortabelt og å dusje kortere eller sjeldnere.

Strømsparingen er klart større for husholdninger i eneboliger og våningshus sammenlignet med husholdninger i blokk. Husholdninger i blokk begynte å spare før husholdninger i eneboliger, mens husholdninger i eneboliger og våningshus fortsatte sparingen utover vinteren 2022 og økte strømsparingen selv etter at strømstønaden ble innført. SSB viser til at alle boliggrupper får en betydelig reduksjon i utgiften til kraft som følge av strømstønaden, og at denne reduksjonen er størst for husholdninger i eneboliger og våningshus, fordi forbruket er høyest for disse. Tilsvarende er utgiftsreduksjonen som følge av strømstønaden minst i blokkbebyggelse, fordi dette er den boligtypen med lavest gjennomsnittlig forbruk.

SSB finner at utgiftsreduksjonen er minst for en-personhusholdninger og størst for de største husholdningene. Budsjettandelen til kraft endres ikke nevneverdig med antall husholdningsmedlemmer. Dette reflekterer at husholdningsinntekten til familier med bare en inntektstager er lavere enn når det er to eller flere, og at strømforbruket øker med antall husholdningsmedlemmer. Denne økningen i utgiftene har med andre ord vært tyngst å bære for en-personhusholdningene, også etter at strømstønaden ble innført.

Effekter for spesielt utsatte husholdningsgrupper

SSB har undersøkt effektene av økt strømpris for grupper som ofte anses som spesielt utsatte. Gruppene som er undersøkt er trygdemottakere, husholdninger med små barn og aleneforsørgere. Se eget avsnitt under om effektene for bostøttemottakere.

Selv om trygdemottakere bruker langt mindre strøm enn gjennomsnittet av ikke-trygdemottakere, har trygdede en høyere budsjettandel til strøm enn ikke-trygdede. Økte strømpriser uten strømstønad vil derfor være en stor belastning for husholdninger i denne gruppen.

Husholdninger med små barn har et betraktelig større strømforbruk enn husholdninger uten små barn. Strømforbruket øker ytterligere med antall barn, men økningen er relativt liten og avtakende med antall barn. Dette kan for eksempel komme av at man flytter til en større bolig når man får barn. Husholdninger med små barn har i tillegg en mindre elastisk strømetterspørsel enn husholdninger uten barn. Dette indikerer at forbruket i større grad styres av temperaturer enn strømpris. Selv om husholdninger med små barn har større forbruk og utgifter til strøm, har de en relativt lik budsjettandel til strøm som resten av befolkningen. Dette innebærer at husholdninger med små barn ikke ser ut til å rammes mer av økte strømpriser enn andre husholdninger.

Husholdninger med aleneforsørgere bruker noe mindre strøm enn andre husholdninger i gjennomsnitt, og denne forskjellen er relativt likt fordelt utover året. Det er imidlertid en stor forskjell i budsjettandel til strøm mellom aleneforsørgere og ikke-aleneforsørgere. Denne forskjellen er spesielt stor i perioder med høye priser, hvor budsjettandelen var tilsvarende trygdemottakere eller husholdninger i de laveste inntektsdesilene. Aleneforsørgere ble med andre ord rammet hardere av de høye strømprisene enn sammenlignbare grupper.

Bostøtte

SSB har ikke opplysninger om hvilke husholdninger som har mottatt bostøtte vinteren 2021–2022, og har derfor i sin analyse tatt utgangspunkt i et utvalg husholdninger med registrert strømmåler som mottok bostøtte i 2020. SSB har derfor ikke analysert effekten av at flere husholdninger mottok bostøtte etter justering av inntektsgrensen eller effekter av justering av egenandel. SBB beskriver effektene de ekstraordinære bostøttetiltakene vinteren 2021–2022 har hatt for husholdningene med registrert strømmåler som var bostøttemottakere i 2020.

Av SSBs rapport fremgår det at gjennomsnittlig forbruk for bostøttemottakere er om lag 25 prosent lavere og boarealet 35 prosent lavere enn for befolkningen generelt. Andelen leietakere blant bostøttemottakere er 68 prosent mot 15 prosent ellers for utvalget under ett, 41 prosent bor i blokk mot 27 prosent for utvalget under ett. Bostøttemottakerne har relativt lavere inntekt, og er noe yngre enn utvalget ellers. Budsjettandelen for kraft for husholdninger som mottar bostøtte, er relativt høy. Gjennomsnittlig budsjettandel til kraft (eksklusive alle offentlige stønader) i desember 2021 var for bostøttemottakere 8,9 prosent. Gjennomsnittlig budsjettandel for befolkningen ellers var 6,3 prosent og gjennomsnittlig budsjettandel for husholdninger i første desil var 12,1 prosent.

SSB finner at de ekstraordinære bostøtteutbetalingene varierer fra måned til måned fordi satsene varierer over tid. Utbetalingene utgjør kun en liten andel av månedlig inntekt, men i enkelte måneder utgjør den likevel en ikke ubetydelig inntektsandel. Utbetalingene utgjorde eksempelvis i underkant av 8 prosent av disponibel inntekt i oktober 2021, og 8,5 prosent i januar og februar 2022. Dette kommer på toppen av ordinære bostøtteutbetalinger.

Både strømstønadsordningen og ekstraordinære bostøtteutbetalinger er ment å avhjelpe konsekvensene de høye strømprisene har for husholdningens økonomi. For å sammenligne effekten av de to tiltakene, har SSB sett på budsjettandelene til kraft med og uten strømstøtte, og med og uten bostøtte. SSB finner at strømstønaden er det viktigste virkemiddelet for å redusere budsjettandelen for kraft for husholdninger i Sør-Norge som mottok bostøtte i 2020. Sammenligner man nivået på de ekstraordinære bostøtteutbetalingene med utbetalingene av strømstønad, ser man imidlertid at de ekstraordinære bostøtteutbetalingene var høyest. Den økonomiske konsekvensen av de ekstraordinære bostøtteutbetalingene er viktigere for denne gruppens samlede økonomi enn strømstønaden. Grunnen til at den ekstraordinære bostøtten ikke fikk den samme effekten i budsjettandelen til kraft, er fordi den ikke påvirker utgiftene til kraft direkte, slik som strømstønaden.

Rapporten til SSB viser at husholdningene i utvalget som mottok bostøtte, klart bruker mindre strøm enn den resterende befolkningen både sommer og vinter. Differansen mellom sommer- og vinterforbruk er mindre for denne gruppen enn befolkningen ellers.

SSB ser lav strømsparing blant bostøttemottakerne i utvalget. SSB finner en klar indikasjon på at dette er fordi disse husholdningene ikke kan spare mer uten at det får betydelige effekter i form av redusert velferd.

9.7.2 Evaluering av tilskuddsordningen for jordbruks- og veksthusnæringen

Som et bidrag til å opprettholde primærproduksjon i landbruk og veksthus gjennom perioden med særlig høye strømpriser fastsatte regjeringen 10. februar 2022 midlertidig forskrift om støtte som følge av ekstraordinære utgifter til elektrisk kraft. Forskriften var blant annet en oppfølging av Prop. 44 L (2021–2022) der regjeringen varslet at landbruket skulle bli inkludert i strømstønadsordningen gjennom særskilte forskrifter. Etter den midlertidige forskriften kunne Landbruksdirektoratet gi strømstøtte til aktive jordbruksforetak og veksthus, som hadde registrert seg som støtteberettiget. For jordbruksforetak ble det satt et tak på strømstøtte på 20 000 kWh per måned, mens det for veksthus ikke ble satt noe forbrukstak. Strømstøtten ble beregnet på samme måte som etter strømstønadsloven, med den modifikasjon at det for veksthus skulle tas hensyn til eventuelle sikringsavtaler som kunne medføre en lavere faktisk strømkostnad enn 70 øre per kWh. Etter den midlertidige forskriften kunne det gis strømstøtte for utgifter til elektrisk kraft i perioden fra og med desember 2021 til og med mars 2022.

Stortinget bestemte med bakgrunn i Prop. 70 L (2021–2022) og Prop. 77 S (2020–2021) å forlenge ordningen med strømstøtte for aktive jordbruksforetak og veksthus, samt å inkludere vanningslag i strømstøtteordningen. Som en oppfølging av disse vedtakene, fastsatte regjeringen 30. juni 2022 ny midlertidig forskrift om støtte som følge av ekstraordinære utgifter til elektrisk kraft for jordbruksforetak, veksthus og vanningslag. Denne forskriften viderefører i hovedsak ordningen for aktive jordbruksforetak og veksthus, med noen endringer som følge av erfaringene knyttet til praktiseringen av strømstøtteordningen. Blant annet ble forutsetningene for utmåling og utbetaling av strømstøtte til veksthus endret, slik at man i større grad tok hensyn til de veksthus som hadde inngått ulike former for sikringsavtaler mot ekstraordinære høye strømutgifter. Videre ble vanningslag inkludert i ordningen, slik at de for perioden fra og med april til og med oktober 2022 kan få støtte for strømutgifter til vanning av jordbruksareal.

SSB har evaluert strømstøtteordningen for jordbruks- og veksthusnæringen. SSB har funnet at det i landbruket er store forskjeller i nivået på strømforbruket avhengig av om det drives med dyrehold eller planteproduksjon. Dyrehold har klart minst strømforbruk. Dette kommer til utrykk i utgiftene til kraft og strømstøtteutbetalingene til disse foretakene. Det er klare indikasjoner på at det foregår en justering av forbruket som følge av de høye prisene. Det er betydelige reduksjoner i strømforbruket i jordbruket selv om det ikke har vært mulig å gi sikre tall på hvor store reduksjonene er. Det er holdepunkter for å si at jordbruket reduserte strømforbruket mer enn husholdningssektoren. For veksthus har SSB funnet at gjennomsnittsforbruket gikk ned 21 prosent fra desember 2020 til desember 2021 sammenlignet med en reduksjon på 12 prosent for jordbruket generelt i Sør-Norge.

9.7.3 Evaluering av strømstøtteordningen for idrettslag og frivillige organisasjoner

Frivillige organisasjoner har generelt få alternativ til å dekke økte strømkostnader enn å redusere aktivitet eller øke deltakeravgifter. Regjeringen opprettet derfor en egen strømstøtteordning for frivillige organisasjoner. I desember 2021 dekket staten 55 prosent av strømprisen over 70 øre per kWh, mens i 2022 blir 80 prosent av strømprisen over 70 øre per kWh dekket, jf. Innst. 251 S (2021–2022) og Prop. 77 S (2021–2022). Regjeringen foreslår å utvide ordningen til og med juni 2023, med samme støttesats.

Frivillige organisasjoner og deres underliggende virksomheter kan søke om støtte. Ordningen ligger under Kultur- og likestillingsdepartementet, men fra og med april 2022 forvalter Lotteri- og stiftelsestilsynet ordningen. Organisasjoner kan søke kvartalsvis basert på dokumentert strømforbruk via en søknadsportal på Lotteri- og stiftelsestilsynets nettsider.

Evalueringen av strømstøtteordningen for frivillig sektor er gjennomført av DNV/Vista. DNV/Vista skulle se på hvordan frivillig sektor ble påvirket av de høye strømprisene og hvordan strømstøtteordningen eventuelt har påvirket aktiviteten. Evalueringen er basert på intervjuer med relevante aktører i juni 2022.

Evalueringen finner at de høye strømprisene har påvirket ulike aktører i sektoren ulikt. Organisasjonene har i ulik grad utgifter til strøm og i ulik grad mulighet til å enten hente inn flere inntekter eller redusere forbruket. Handlingsrommet meldes likevel om å være begrenset etter pandemien, siden flere allerede har utfordringer med lavere aktivitetsnivå og færre deltakere. Sektoren ønsker å tiltrekke seg flere deltakere igjen, noe som anses vanskelig med for eksempel økte deltakeravgifter eller et ytterligere redusert aktivitetstilbud.

Tilbakemeldingene tyder på at sektoren jevnt over har vært fornøyd med innretning og organisering av strømstøtteordningen. Flere av tilbakemeldingene i intervjuene gikk ut på at den raske utbetalingen av strømstøtten bidro til at aktivitetsnivået kunne opprettholdes gjennom vinteren.

9.8 Tiltak for å redusere belastningen av høye strømpriser for sluttbrukerne og oppfølgingen av evalueringen av strømstønadsordningen for husholdninger

Regjeringen arbeider med tiltak som skal bidra til å skjerme og avlaste folk, organisasjoner og næringsliv i møte med en ekstraordinær situasjon i energimarkedene. Regjeringen har blant annet innført en strømstønadsordning for husholdningene, redusert elavgiften for 2022 samt økt og midlertidig utvidet bostøtten. I september 2022 foreslo regjeringen å styrke strømstøtten til landbruket i perioden oktober og ut desember, slik at grensen på 20 000 kWh per måned økte til 60 000 kWh. Regjeringen foreslo også i september 2022 å øke strømstøtten til idrett og frivillighet til 90 prosent over 70 øre per kWh for perioden oktober til desember 2022. Regjeringen har også varslet at tilskuddsordningen for idrett og frivillighet forlenges ut mars 2023.

Regjeringen vil videreføre strømstønadsordningen for husholdningene og fortsette å legge til rette for et mer velfungerende sluttbrukermarked for strøm. Regjeringen ønsker også å øke muligheten for strømsparing og egenprodusert energi. Enova styrker innsatsen for å hjelpe husholdninger som vil spare eller produsere egen energi. Videre vil regjeringen gjøre det enklere for næringsbygg og borettslag å installere solpanel på tak. Regjeringen har også lagt frem en pakke for næringslivet som skal avlaste bedrifter som sliter med å betale de høye strømregningene samt hjelpe strømintensive bedrifter å omstille seg. Pakken for næringslivet skal bidra til lavere energiforbruk, raskere omstilling og trygge arbeidsplasser.

Departementet jobber med tiltak i sluttbrukermarkedet for strøm. Før sommeren sendte Barne- og familiedepartementet og Olje- og energidepartementet på høring forslag til forskriftsendringer som skjerper kravene til hvilken informasjon kunden skal få både i forbindelse med markedsføring og på fakturaen. Videre har forslag til midlertidig endring i forskrift om leveringspliktig kraftleveranse vært på høring. Forslaget innebærer at kravet om at prisen for leveringspliktig kraftleveranse til sluttbruker, som i dag er begrenset til de første seks ukene, skal gjelde frem til 1. juli 2023. Bakgrunnen for forslaget er å legge til rette for at sluttbrukere med betalingsproblemer som er på leveringspliktig kraftleveranse ikke blir sittende med en høyere regning enn nødvendig i en periode med høye strømpriser. Høringsfristen var 30. september, og Olje- og energidepartementet arbeider med å gjennomgå høringsinnspillene og vurdere videre prosess. Departementet har også gitt RME i oppdrag å evaluere dagens innretning av leveringspliktig kraftleveranse og vurdere en ny permanent innretning som kan være klar til 1. juli 2023.

Finansdepartementet sendte 30. juni 2022 på høring forslag om et nytt unntak i grunnrenteskatten som skal legge til rette for fastprisavtaler for strøm. Høringsfristen var 1. september 2022. I høringsnotatet belyste Finansdepartementet egenskaper ved to ulike måter å verdsette vannkraft i grunnlaget for grunnrenteskatt: Gjeldende regler, der hovedregelen er at kraften verdsettes til spotmarkedspris, og en modell der det innføres et nytt unntak fra denne hovedregelen for kraft som leveres til nærmere definerte standard fastprisavtaler for strøm. Unntaket skal i første omgang være tidsavgrenset til 2024. Finansdepartementet arbeider med oppfølging av høringsnotatet. Det er varslet at regjeringen tar sikte på behandling av forslag om et nytt kontraktsunntak i Stortinget i løpet av høstsesjonen 2022 og å innføre det nye kontraktsunntaket med virkning fra 1. januar 2023.

Statnett har i 2022 hatt ekstraordinært store flaskehalsinntekter. Regjeringen har besluttet at 6 til 10 milliarder av Statnetts merinntekt fra ekstraordinært store flaskehalsinntekter skal gå til å redusere nettleien til strømkunder i Sør-Norge. Dette vil hindre at nettselskapene som har økte nettapskostnader som følge av økte kraftpriser må sette opp nettleien til husholdninger og næringsliv i den delen av landet som har vært belastet med høye strømpriser.

9.8.1 Oppfølging av evalueringen av strømstønadsordningen for husholdninger

SSBs evaluering av strømstønadsordningen viser at ordningen stort sett har fungert etter hensikten. Strømstønadsordningen ble utformet slik at den var enkel å administrere og kunne settes i verk hurtig. Det er krevende å finne en ordning som både er målrettet og enkel å administrere. Ordningen har blitt endret og utvidet siden den ble innført, jf. boks 9.1. Av kapasitetsmessige årsaker er ikke ordningen egnet for endringer som krever store manuelle tilpasninger. Regjeringen viser til at strømstønadsordningen for husholdninger og borettslag, basert på priser fra primo august 2022, er anslått å koste 34,8 mrd. kroner for budsjettåret 2022. Til sammenlikning ble stønadsordningen anslått til å koste 16,6 mrd. kroner for budsjettåret 2022 i april i år.13 Høyere observerte priser og prisutsikter gjør at ordningen har blitt dyrere.

Regjeringen vil forlenge gjeldende strømstønadsordning ut 2023. Regjeringen har også foreslått å øke stønadssatsen til 90 prosent når gjennomsnittlig spotpris er over 70 øre per kWh over en måned allerede fra september-forbruket. Norske husholdninger skal føle seg trygge på at regjeringen vil stille opp så lenge de ekstraordinære høye strømprisene varer. Stønadsordningen betyr mye for husholdningene, og særlig for lavinntektsgruppene.

Det er kommet innspill til hvordan strømstønadsordningen kan utvides og forbedres fra ulike aktører. Innspillene dreier seg hovedsakelig om avgrensningen av ordningen og hvordan beregningen av stønadssatsen er utformet. I det følgende forklares bakgrunnen for at ordningen er innrettet slik den er.

Fritidsboliger

I følge statistikk fra SSB er det i 2022 registrert om lag 445 500 fritidsboliger i Norge. Selv om mange har tilgang på en hytte, er husholdningsforbruket et nødvendighetsgode som regjeringen mener må prioriteres.

Avgrensningen mot fritidsboliger gjelder også husholdninger som bor fast på hytta, uten annen bolig. Det er utfordrende å identifisere reelle hyttehusholdninger uten at det åpnes for muligheter for omgåelse av regelverket og risiko for utbetalinger av uberettiget stønad. Det å legge folkeregistrert adresse til grunn, kan gjøre det lettere å omgå regelverket og få urettmessig støtte for hytteforbruk, samt føre til økt uønsket bruk av hytter som helårsboliger. Med det store antallet hytter som finnes i Norge, kan de administrative oppgavene bli krevende.

Garasjeanlegg og energisentraler mv.

Energisentraler, garasjeanlegg og lignende fellesanlegg i boligselskaper kan være organisert ulikt, for eksempel som sameier, aksjeselskap, samvirkeforetak og foreninger. Eierskapet kan være delt mellom flere boligselskaper eller andre næringsdrivende. Anlegg som er organisert utenfor et boligselskap, er ikke omfattet av strømstønadsordningen. Det vil kreves særskilt regulering og manuelt arbeid hos nettselskapene for å identifisere hvilke anlegg som eventuelt skal inngå, å fastsette forbrukstak per boenhet, samt å skille ut annet forbruk enn husholdningsforbruk når innslaget av annet forbruk er betydelig.

RME opplyser at nettselskapene allerede opplever utfordringer knyttet til stor saksbehandlingsmengde. Dersom husholdningsforbruk i energisentraler og garasjeanlegg skal inkluderes, vil saksmengden og kompleksiteten øke ytterligere. Å legge flere oppgaver av denne typen til nettselskapene, øker risikoen for at nettselskapene ikke klarer å håndtere alle oppgavene de er satt til å gjennomføre. Departementet ser det ikke som ønskelig på nåværende tidspunkt å øke saksbehandlingsmengden for nettselskapene ved å inkludere husholdningsforbruk i garasjeanlegg og energisentraler mv.

Muligheten til å ta hensyn til kundens strømavtale

Beregning av strømstønad skjer uavhengig av husholdningskundens strømavtale. Nettselskapene har ikke informasjon om hvilken strømavtale kunden har inngått med kraftleverandør. Dette innebærer at noen kunder med relativt gunstige fastprisavtaler kan få et insentiv til å bruke mer strøm enn nødvendig, for å få utbetalt mer strømstønad. Dette er en uheldig konsekvens av ordningen. Departementet har bedt RME om å vurdere muligheten for å unngå dette problemet.

For å sørge for at flest mulig husholdninger mottar støtte for sitt husholdningsforbruk, ble det besluttet at nettselskapene skulle administrere ordningen. Nettselskapene er underlagt en streng økonomisk regulering, og de er sikret sin inntekt innenfor denne reguleringen gjennom nettleien. Det gjør at nettselskapene i all hovedsak er solide selskaper. De har heller ingen direkte økonomiske interesser i kraftmarkedet. RME vurderer at dette reduserer risikoen for misbruk av ordningen. Risikoen for konkurs ble ansett å være lavere hos nettselskapene enn hos strømleverandørene. I tillegg har nettselskapene et mer varig kundeforhold enn strømleverandørene. Det gjør det lettere for kundene å ha oversikt over hvor mye støtte de mottar. Det gjør det også betydelig mer oversiktlig for RME å føre tilsyn med ordningen når RME ikke trenger å ta hensyn til leverandørskifter.

For at nettselskapene skal få oversikt over hvilken type strømavtale hver enkelt kunde har, må kraftleverandøren innrapportere dette, enten direkte til nettselskapet eller via Elhub. Dette vil kreve utvikling både i kraftleverandørenes, Elhubs og nettselskapenes systemer.

En ordning som tar hensyn til kundenes strømavtaler reiser også ulike problemstillinger. Et fundamentalt spørsmål er hvordan strømavtalen til hver enkelt kunde eventuelt skal tas hensyn til. Hvis ordningen skulle luket ut alle kunder med fastprisavtaler, vil dette også ramme kunder med fastprisavtaler som ikke tjener på å øke forbruket. Grensen for når en kunde vil tjene på sin fastprisavtale, vil kunne endre seg fra måned til måned ut fra hva gjennomsnittlig spotpris for måneden er. Kunder som har inngått en fastprisavtale for en lengre periode, som i dag viser seg å være gunstig, kan også oppleve perioder hvor de må betale mer for strømmen dersom spotprisen er lavere enn det kundens avtalte fastpris er.

RME viser til at det er et fåtall av kundene som har svært gunstige fastprisavtaler og som tjener penger på å bruke strøm med strømstøtten. Andelen kunder med fastprisavtale ved utgangen av fjerde kvartal 2021 var 3,5 prosent ifølge SSB.14 Denne andelen økte til 7,9 prosent for andre kvartal 2022. Avtalene som er inngått etter jul 2021 vil i større grad reflektere forventet fremtidig prisnivå enn avtalene som ble inngått tidligere. SSB sin oversikt baserer seg på landet som helhet, og en andel av fastprisavtalene som er inngått kan også befinne seg i NO3 og NO4 der det hittil ikke har vært utbetalt strømstønad. RME har fått innspill fra flere strømleverandører som opplyser om at svært mange av deres fastprisavtaler utløper i løpet av 2022. RME vurderer derfor, basert på det lave tilbudet av fastprisavtaler i dag samt innspillene fra kraftleverandørene om at mange avtaler vil utløpe i løpet av 2022, at dette er et avtakende problem. RME vurderer ikke utfordringen som stor nok til at det er hensiktsmessig å innføre administrativt krevende tiltak for å unngå problemet. Departementet anbefaler at det på nåværende tidspunkt ikke gjøres endringer i strømstønadsordningen for å ta hensyn til at et fåtall kunder har gunstige fastprisavtaler.

Makspris på strøm

Mange har tatt til orde for at strømstønadsordningen bør dekke hundre prosent over en viss strømpris, og gjerne lavere enn dagens ordning på 70 øre. Flere mener også at denne maksprisen bør gjelde alt forbruk, også næringsliv. Regjeringen anbefaler ikke makspris i sluttbrukermarkedet da de negative konsekvensene ved makspris er vurdert som større enn de positive. Det er viktig å ikke fjerne sluttbrukernes insentiver til å spare strøm og investere i energieffektive løsninger. Videre vektlegger regjeringen hensynet til forsyningssikkerheten tungt, og viser til at AFRY og Menon konkluderer med at makspris i sluttbrukermarkedet kan øke sannsynligheten for rasjonering i anstrengte situasjoner. Dette er spesielt viktig med tanke på å ikke innføre makspris for næringskunder, men gjelder også hvis ordningen kun skulle omfattet husholdningskunder. Regjeringen vurderer at dagens strømstønadsordning for husholdninger bedre ivaretar hensynene til energieffektivisering og forsyningssikkerhet enn makspris i sluttbrukermarkedet.

10 Mål om 10 TWh redusert energibruk i bygg innan 2030

Stortinget gjorde i samband med behandlinga av statsbudsjettet for 2022, jf. Meld. St. 1 (2021–2022) og Innst. 2 S (2021–2022), i desember 2021 oppmodingsvedtak 35-5:

«Stortinget ber regjeringen utarbeide en plan med et sett tiltak som skal redusere energibruken i bygg med minst 10 TWh i 2030, og øke strømproduksjonen i bygg. Planen skal presenteres i forbindelse med statsbudsjettet 2023.»

I dette kapittelet blir det gjort greie for regjeringas plan for å redusere energibruken i bygg med minst 10 TWh i 2030 og for arbeidet regjeringa gjer med å auke straumproduksjonen i bygg. Det er allereie i dag ein rekke sterke verkemiddel som påverkar energibruken i bygg. NVEs utrekningar viser ein nedgang i energibruken i eksisterande bygg på mellom 7–11 TWh med eksisterande verkemiddel. Regjeringa foreslår ei styrking av verkemidla for energieffektiviseringstiltak og eigenproduksjon av energi i bygg. Til saman utgjer dette ein plan som gjer at departementet forventar å nå målet om å redusere energibruken i bygg med minst 10 TWh i 2030, og å auke straumproduksjonen i bygg.

Ifølge SSBs energibalanse hadde Noreg eit samla sluttbruk av elektrisitet på om lag 120 TWh i 2021. Av dette stod sluttbruk av elektrisitet i bygg for om lag 66 TWh, eller 55 prosent, av det samla forbruket. Effektiv bruk av energi i bygg er derfor sentralt for ei kostnadseffektiv utvikling av kraftsystemet.

I lys av den usikre situasjonen i kraftmarknaden har tiltak for energieffektivisering i hushald fått auka merksemd. Private hushald står for ein tredjedel av det samla straumforbruket i Noreg, om lag 40 TWh. Energieffektivisering i hushald er viktig for å legge til rette for eit berekraftig energisystem og for å redusere belastninga på økonomien til hushalda som følge av dei høge straumprisane.

For bygningsmassen under eitt utgjer energibruk til oppvarming størstedelen av forbruket, og NVE har anslått at 64 prosent av energibruken i bygg går til oppvarming15. I Noreg blir oppvarmingsbehovet i stor grad dekt av direkteverkande elektrisitet. Dei kaldaste vintermånadene, når oppvarmingsbehovet er på sitt høgaste, er derfor med på å dimensjonere kraftsystemet og behovet for utbygging av nett. Å dekke oppvarmingsbehovet med andre energiberarar enn elektrisitet, som for eksempel bioenergi eller fjernvarme, vil bidra til å avlaste kraftsystemet. Saman med energieffektivisering vil dette dempe etterspørselen etter straum og legge til rette for bruk av elektrisitet i sektorar som ikkje kan dra nytte av andre energiberarar på same måte.

På oppdrag frå Olje- og energidepartementet og Kommunal- og distriktsdepartementet har NVE og Direktoratet for byggkvalitet (DiBK) arbeidd med eit underlag for ein langsiktig strategi for renovering av bygningar. Delar av dette arbeidet har også blitt brukt som underlag i arbeidet med planen for å redusere energibruken i bygg med minst 10 TWh i 2030.

10.1 Den norske bygningsmassen

Den norske bygningsmassen er mangslungen, og mange faktorar påverkar utviklinga av energibruken i bygg. Befolkningsvekst er blant dei mest sentrale drivarane for den samla arealutviklinga i bygningsmassen. Veksten i befolkninga påverkar direkte talet på småhus og leilegheiter, men også behovet for barnehagar, skolar, sjukehus, yrkesbygg m.m. Andre samfunnstrendar som påverkar arealutviklinga, er mellom anna økonomisk utvikling, demografisk utvikling og sentralisering/desentralisering.

Når NVE analyserer energibruksutviklinga i bygningsmassen, deler dei bygg inn i 14 kategoriar. NVE anslår at det samla bygningsarealet i Noreg var på om lag 470 mill. kvadratmeter i 2019. I perioden 2010 til 2019 anslår dei at arealet av bygningsmassen auka med om lag 55 mill. kvadratmeter. Figur 10.1 viser NVEs anslag for arealutviklinga fordelt på dei ulike bygningskategoriane i denne perioden.

Innanfor dei ulike bygningskategoriane er det stor variasjon i tilstand og energiyting. Sjølv om mange eldre bygg truleg har gjennomgått større eller mindre oppgraderingar sidan dei blei oppførte, er det framleis byggeåret som er den beste indikatoren på energitilstanden i eit bygg.

Byggteknisk forskrift (TEK) har stilt krav til energibruk i bygg sidan 1949. Sidan innføringa av energikrava har TEK definert energiytinga i bygningar i kvar generasjon fram til dagens nivå. Figur 10.2 viser NVEs anslag på fordelinga av bygningsmassen mellom ulike aldersklassar og gir ein indikasjon på energitilstanden i bygningsmassen.

Forstørr bilde

Kilde: NVE

Forstørr bilde

Kilde: NVE

10.1.1 Kostnadseffektive energitiltak

Det blir gjennomført ei rekke energitiltak utan støtte frå myndigheitene, og det er ein stor og veletablert marknad for energieffektivisering i bygg i Noreg. Byggenæringens Landsforening (BNL) viser i marknadsrapporten sin for 2022 at marknaden for rehabilitering, ombygging og tilbygg utgjorde 209 mrd. kroner i 2021 og har vore aukande dei siste ti åra. Salet av varmepumper har også auka – Norsk Varmepumpeforening (NOVAP) viser til at 2021 var eit rekordår med eit totalsal av varmepumper på 125 000 einingar. NVE melder om at rapportar frå marknaden viser at installatørar av solceller og varmepumper har fått betrakteleg fleire oppdrag den siste tida.

Kva for energitiltak som er formålstenleg å gjennomføre, er avhengig av bygningskategori og energitilstand. Eldre bygg har som regel dårlegare energiyting og eit større potensial for å redusere energikostnadene. Generelt vil derfor dei fleste tiltak vere meir lønnsame i eldre enn i nyare bygg.

NVE og DiBK viser til at småhus som er bygde etter TEK07 eller seinare krav, er svært energieffektive. For desse bygga er installasjon av styringssystem og varmepumpe mest aktuelt. For både småhus og bustadblokker som er bygde før ca. 1970, kan det vere kostnadseffektivt å etterisolere vegger, tak og mot grunn dersom ein likevel skal byte nokon av desse. Det er også lønnsamt å tette rundt vindauge dersom det trekker. Mange bustadblokker har vassboren varme, og installasjon av luft/væske-vatn-varmepumpe kan være eit lønnsamt tiltak.

Yrkesbygg består av mange ulike bygningskategoriar med ulik forbrukskarakteristikk. Det er derfor vanskelegare å seie noko overordna om kva som er formålstenleg for denne gruppa bygg. NVE og DiBK peiker likevel på nokre tiltak. Meir effektiv drift av yrkesbygg, gjennom for eksempel behovsstyring av ventilasjon og varmegjenvinning, blir trekt fram som eit tiltak med stort potensial for energisparing. Profesjonalisert bygningsdrift for store yrkesbygg gjennom energioppfølgingssystem og energileiing og god drift av tekniske system kan også gi store innsparingar.

10.1.2 Barrierar for gjennomføring av energitiltak

Det er fleire barrierar som står i vegen for gjennomføring av lønnsame energitiltak. Eit avgrensa budsjett er ein vanleg barriere for eigarar av både bustader og yrkesbygg. Med eit avgrensa budsjett må energieffektiviseringstiltak konkurrere med andre investeringar. Energieffektivisering i bustader er lønnsame tiltak på lengre sikt, og for ein bustadeigar kan det vere vanskeleg å sjå nytten av gevinstar langt fram i tid. Tilsvarande er konkurranse med andre investeringar ein viktig barriere i yrkesbygg, gjerne i kombinasjon med at bygningsdrift ikkje er kjerneverksemda til bedrifta.

Vidare kan mangel på informasjon vere ein sentral barriere. Manglande oversikt og kompetanse kan stå i vegen for at gode tiltak blir gjennomførte, og praktiske barrierar som ein travel kvardag eller at ei bedrift ikkje har ressursar til oppgåver utanfor det som er kjerneverksemda, kan også stå i vegen for gjennomføring av tiltak.

I utleigemarknaden er det barrierar med «delte» insentiv. Leigetakarar har avgrensa insentiv til å gjennomføre tiltak i bygg dei ikkje eig sjølve. Tilsvarande opplever ikkje utleigaren innsparinga av kostnaden som følge av energitiltaket dersom det er leigetakaren som betaler energikostnadene. Dette kan stå i vegen for gjennomføring av energitiltak i bygg som blir leigde ut.

10.2 Eksisterande verkemiddel

Det generelle prisnivået på energi, inkludert skatte- og avgiftspolitikken, legg rammene for lønnsemda ved energitiltak og korleis energi blir brukt. Det høge prisnivået på energi har auka merksemda om og lønnsemda ved gjennomføring av energitiltak. Energibruken blir påverka av faktorar som for eksempel temperatur, konjunkturar, teknologiutvikling, marknadsforhold, sosiale endringar, pandemien og klima. Ei rekke eksisterande verkemiddel bidrar til auka energieffektivisering i bygningsmassen. Overordna kan desse verkemidla delast inn i økonomiske verkemiddel, regulatoriske verkemiddel og informasjonsverkemiddel.

10.2.1 Økonomiske verkemiddel

Enova og Klima- og energifondet har som formål å bidra til å nå Noregs klimaforpliktingar og til omstillinga til lågutsleppssamfunnet. Enova skal også finne gode løysingar som tar omsyn til behovet for eit effektivt energisystem. Enovas aktivitet skal rettast mot seinfase teknologiutvikling og tidleg marknadsintroduksjon, med sikte på å oppnå varige marknadsendringar slik at løysingar tilpassa lågutsleppssamfunnet på sikt blir føretrekte utan støtte. Sjå elles utfyllande omtale av Enova SF i budsjettet til Klima- og miljødepartementet.

I dag støttar Enova energitiltak både i næringslivet og hos bustadeigarar. Støtteordningane for bustadeigarar omfattar både nye og eksisterande bustader. Alle bustadeigarar kan få støtte til energirådgiving. For energioppgradering av eksisterande bustader er det i 2021 gitt mest støtte til lokal straumproduksjon (i hovudsak solcelleanlegg), balansert ventilasjon, vassboren varme, varmepumpe (væske/vatn og luft/vatn) og akkumulatortank.

Det største tilskotet gjeld oppgradering av bygningskroppen til tilnærma passivhusnivå, lågenerginivå eller TEK10. Målet med Enovas satsing på oppgradering av bygningskroppen er at ein høg energiambisjon skal bli det normale når bustader blir rehabiliterte. Ei evaluering i 2019 viser at satsinga har bidratt til å utvikle marknaden for energirådgiving, og at støtteprogrammet har auka omfanget av og kvaliteten på energioppgraderingar.

Enova støttar også prosjekt som bidrar til energieffektivisering hos bedrifter. Dei støttar mellom anna varmesentralar baserte på fornybare energikjelder, spillvarmeutnytting og høgtemperatur varmepumper. Enova støttar også prosjekt for fjernvarme og fjernkjøling, noko som bidrar betydeleg til avlasting av straumnettet.

Husbanken gir lån til oppføring av miljøvennlege bustader og til oppgradering av eksisterande bustader, mellom anna gjennom energitiltak. Det blei gitt tilsegn om lån til oppgradering av 765 bustader i 2020 og 477 i 2021, noko som tilsvarer høvesvis 488 mill. kroner og 250 mill. kroner.

Vidare finst det ei rekke kommunale støtteordningar for energieffektivisering i eksisterande bygg. NVE trekker fram Oslo kommune og Bærum kommune som to eksempel.

Oslo kommune gir støtte til isolering av tak, golv, kjellar og yttervegger. Det blir også gitt støtte til varmegjenvinning av ventilasjon, vassboren varme basert på fornybar energi og termografering og trykktesting.

Bærum kommune har ei tilskotsordning for gjennomføring av energitiltak som ikkje er omfatta av dei nasjonale tilskotsordningane. Synfaring ved ein energirådgivar er ein føresetnad for å få innvilga støtte. Det blir mellom anna gitt støtte til isolering av tak, golv, kjellar, yttervegg og isolering i samband med drenering. Det blir også gitt støtte til skifte av vindauge og glasdører, utskifting av vedomn/parafinkamin og termografering og trykktesting.

10.2.2 Regulatoriske verkemiddel

Det er ei rekke reguleringar som påverkar energibruken i bygningsmassen. Energikrav til bygg er gitt i byggteknisk forskrift (TEK17). Dei tekniske krava er i stor grad utforma med tanke på nye bygg, men vil ofte også gjelde ved arbeid på eksisterande bygningar. Ved hovudombygging og bruksendring må heile bygget oppfylle krav gitt i TEK. Ved vesentlege endringar eller reparasjonar gjeld relevante krav for dei delane av bygget som er omfatta av arbeida.

Krava i TEK bidrar til at bygningsmassen gradvis blir meir energieffektiv etter kvart som bygg blir rehabiliterte eller skifta ut. Energikrava i TEK har blitt skjerpa gjennom åra, noko som har ført til tettare og betre isolerte bygg. Dei gjeldande norske energikrava er blant dei strengaste i Europa, og gir svært energieffektive bygg.

Forbod mot bruk av mineralolje til oppvarming bidrar til at det i dag nesten ikkje er utslepp frå den norske bygningsmassen. Fyring med mineralolje gir dårlegare energiutnytting enn for eksempel panelomnar eller varmepumper. Forbodet kan derfor ha bidratt til at bygga det gjeld, har skifta til meir effektive oppvarmingsløysingar.

Energimerkeforskrifta for bygningar stiller krav til energivurdering av tekniske anlegg i bygningar. Eigarar av yrkesbygg har plikt til å gjennomføre ei energivurdering av ventilasjons- og kjøleanlegg kvart fjerde år. Vurderinga skal gjennomførast av ein som innfrir kompetansekrava i forskrifta, og skal innehalde ei vurdering av tilstanden og anbefalingar om tiltak for meir energiøkonomisk drift.

Økodesign er eit felleseuropeisk verkemiddel som stiller krav til energirelaterte produkt, mellom anna at dei skal vere energieffektive. I praksis blir det forbode å omsette dei minst energieffektive produkta. EUs økodesignregelverk har over tid lagt press på produsentar for å utvikle meir energieffektive produkt. Gjennom ei rekke utgreiingar er det dokumentert svært gode resultat innan energieffektivisering som følge av økodesignreguleringane.

10.2.3 Informasjonsverkemiddel

NVE og DiBK peiker på manglande kunnskap som ein barriere for gjennomføringa av energitiltak. Fleire statlege aktørar bidrar med rettleiing og råd om oppgradering av eksisterande bygg. DiBK og Riksantikvaren har heimesider med råd til bustadeigarar om smart oppussing og energisparing. Det finst også ei rekke andre informasjonskjelder om energieffektivisering i bygg, som for eksempel Bygg og Bevar, energismart.no og fleire kommunale rettleiingsordningar.

Enova har lenge jobba for å spreie kunnskap om energieffektivisering i bygg. Gjennom gratistenesta «Enova svarer» deler Enova råd og kunnskap med privatpersonar og profesjonelle aktørar. Under overskrifta Enova Kunnskap har dei dessutan samla kunnskap og rettleiing retta mot fleire bransjar på nettsida si. Enova støttar også energikartlegging og energirådgiving, slik at byggeigarar kan få meir kunnskap og oversikt over aktuelle tiltak.

Energimerkeordninga for bygningar er eit viktig informasjonsverktøy som kommuniserer energitilstanden i eit bygg. Ordninga rangerer energiytinga i bygget på ein skala frå A til G og gjer det mogleg for forbrukarar å samanlikne bygg på bakgrunn av energi. Det er eit krav at alle bygg som skal seljast eller leigast ut, skal energimerkast, og energimerket skal leggast fram for kjøparen eller leigetakaren. Når eit bygg blir energimerkt, blir det også utarbeidd ein energiattest med ei tiltaksliste over kostnadseffektive energitiltak for det aktuelle bygget.

EUs energimerkedirektiv er tatt inn som ein del av EØS-avtalen. Direktivet stiller krav om at energirelaterte produkt, som for eksempel vaskemaskiner og kjøleskap, skal energimerkast for å hjelpe forbrukarar med informasjon om kva for produkt som er mest energieffektive.

For at forbrukarar skal kunne vurdere lønnsemda ved energieffektiviseringstiltak, er det avgjerande med god informasjon om energiprisar og energiforbruk. Innføringa av smarte straummålarar (AMS) har gitt forbrukarar betre informasjon om straumforbruket deira, med meir nøyaktig avrekning og moglegheit til smartare styring av forbruket.

10.3 Energibruken i eksisterande bygg i 2030

Målet om 10 TWh redusert energibruk i eksisterande bygg blei sett i samband med behandlinga av Meld. St. 25 (2015–2016) om energipolitikken mot 2030, og det er sett i forhold til energibruken i bygg i 2015. Bygg som er oppførte etter krava i TEK07 eller seinare, er svært energieffektive, og det største potensialet for energieffektivisering ligg i den eldre delen av bygningsmassen. NVE anslår at heile 70 prosent av dagens energibruk er knytt til bygningar som er oppførte før 1987.

Vidare har NVE anslått at det i dagens bygningsmasse er eit økonomisk lønnsamt potensial for energieffektiviseringstiltak som til saman utgjer 13 TWh. Potensialet fordeler seg på ca. 3 TWh i småhus, 1 TWh i blokker og 9 TWh i næringsbygg. Dei lønnsame tiltaka inkluderer tiltak på bygningskroppen, oppgradering av teknisk utstyr og energistyring. Det er likevel ikkje vurdert kor lang tid det vil ta å utløyse dette potensialet, og berekningane som gjeld nokre av tiltaka på bygningskroppen, inkluderer ikkje heile tiltakskostnaden, berre meirkostnaden knytt til energitiltaka.

Ifølge NVE utgjorde den temperaturkorrigerte energibruken i bygningsmassen 79 TWh i 2015. Departementet har bedt NVE berekne utviklinga i energibruk i bygningsmassen frå 2015 og fram mot 2030, basert på eksisterande verkemiddel. NVEs modellberekningar viser at energibruken i heile bygningsmassen truleg vil ligge på om lag 73 TWh i 2030, ein nedgang på 6 TWh frå 2015. Vidare anslår NVE at energibruken i eksisterande bygg (bygningsmassen frå 2015) vil ligge ein stad mellom 72 og 68 TWh i 2030. Det er ein reduksjon på mellom 7 og 11 TWh samanlikna med energibruken i 2015. Fordi berekningane er usikre, har NVE presentert eit utfallsrom for energibruken i eksisterande bygg i 2030. NVE peiker på manglande statistikk knytt til energibruken i den norske bygningsmassen, og vil jobbe vidare med å forbetre modellane for berekning av energibruk.

NVE peiker på fleire årsaker til den anslåtte reduksjonen i energibruk i eksisterande bygg fram mot 2030. Generelt er det venta ein overgang til meir energieffektive løysingar, noko som inkluderer tekniske system, lys, elektriske apparat og oppvarmingsløysingar. Det skjer også ei utskifting av bygningsmassen, der bygg blir rehabiliterte eller rivne og erstatta med meir energieffektive bygg. NVE trekker fram tiltak som reduserer oppvarmingsbehovet og overgangen til LED-belysning som det som bidrar mest til den forventa reduksjonen.

10.4 Arbeid framover og nye verkemiddel

Effektiv bruk av energi er sentralt for ei kostnadseffektiv utvikling av kraftsystemet. Regjeringa er opptatt av å nå målet om å redusere energibruken i eksisterande bygg med minst 10 TWh i 2030. I tillegg er det viktig for regjeringa å dempe konsekvensane av dei høge straumprisane for både hushald og næringsliv. Regjeringa foreslår derfor å styrke verkemidla for energieffektivisering og eigenproduksjon av energi i bygg.

Regjeringa har i 2022 sett av 400 mill. kroner til klima- og energitiltak hos hushald og forbrukarar i Enovas styringsavtale. Det er ein auke på 100 mill. kroner frå den førre regjeringa. Regjeringa er opptatt av at det skal vere mogleg for hushald med låge inntekter å få energioppgradert bustadene sine. I februar 2022 lanserte regjeringa derfor ei ordning på 100 mill. kroner gjennom Enova der kommunar kan søke om støtte til energitiltak i kommunale bustader. Frå 2023 legg regjeringa opp til å overføre 200 mill. kroner frå Enova til Husbanken for å støtte energitiltak for hushald med låge inntekter.

Over avtaleperioden frå 2021 til 2024 vil Enova totalt stille til disposisjon 1,1 mrd. kroner til i hovudsak energitiltak for hushald og forbrukarar. I februar 2022 lanserte Enova støtte til fleire nye tiltak, mellom anna auka støtte til solcellepanel, støtte til smart straumstyring og smarte varmtvassbehaldarar og kartleggingsstøtte til burettslag og bustadsameige. Det blei også lansert støtte til energikartlegging for burettslag og sameige som skal gi konkrete anbefalingar om smarte energi- og klimatiltak. Anbefalingane kan inkludere tiltak som reduserer energibehov, effektbehov eller klimagassutslepp, og moglegheita for lokal kraftproduksjon. Dersom ein etter kartlegginga signerer kontrakt på gjennomføring av kartlagde tiltak, kan ein få opptil 50 prosent meir i kartleggingsstøtte. Enova opplever ein betydeleg auke i talet på søknader til denne ordninga og forventar å betale ut opp mot 300 mill. kroner i 2022. Støtta blir betalt etterskotsvis, så det tar noko tid før den auka pågangen fører til auka utbetaling.

Regjeringa foreslår å sette av til saman 480 mill. kroner årleg til å styrke satsinga på energitiltak gjennom Husbanken frå 2023, inkludert ei overføring på 200 mill. kroner frå Enova. Husbanken vil frå 2023 gi støtte til energitiltak i kommunalt eigde utleigebustader, sjukeheimar og omsorgsbustader og studentbustader. Støtta til energitiltak i kommunalt eigde utleigebustader vil komme hushald med låge inntekter til gode.

Regjeringa foreslår ei tiltakspakke for næringslivet i møte med dei høge straumprisane med ei ramme på 3 mrd. kroner. Det blir vist til eigen proposisjon om straumtiltak for næringslivet. Som ein del av regjeringas tiltakspakke for næringslivet vil det vere mogleg å søke om støtte til energieffektiviseringstiltak i næringsbygg.

Regjeringa vil tydeleggjere NVEs rolle innanfor energieffektivisering og ser behov for ei sterkare koordinering av arbeidet på tvers av sektorar. NVE vil også få i oppdrag å rapportere årleg på status for måloppnåing når det gjeld energisparing i bygg.

Regjeringa vil styrke arbeidet med informasjons-, rettleiings- og kompetansetiltak under NVE, DiBK, Enova og Miljødirektoratet. Verksemdene vil, koordinert av NVE, få i oppdrag å raskt sette i gang relevante tiltak.

Regjeringa vil vurdere endringar i plan- og bygningsregelverket. Regjeringa vil sjå tiltak i samanheng, slik at dei gir best mogleg verknad og balanserer omsynet til energiutfordringar, miljø og klima og byggekostnader.

Departementet vil sluttføre arbeidet med å endre energimerkeordninga for bygningar for å gjere ordninga meir relevant for eksisterande bygg. Dette arbeidet har vore tett knytt til arbeidet med EUs bygningsenergidirektiv og taksonomiregelverk. Det blei gjort eit EØS-komitévedtak om å innlemme bygningsenergidirektivet frå 2010 i EØS-avtalen 29. april 2022, med atterhald om Stortingets samtykke. Gjennomføringa av direktivet vil føre til endringar i energimerkeordninga og energivurdering av tekniske anlegg. Departementet vil sende forslag om endringar i energimerkeforskrifta for bygningar på høyring.

Regjeringa har sett ned ein energikommisjon som mellom anna skal vurdere potensialet for energieffektivisering i ulike sektorar og kva rolle dette kan spele i den langsiktige forbruksutviklinga. Kommisjonen er bedt om å vurdere verkemiddel som kan utløyse potensialet for energieffektivisering, mellom anna vurdere behovet for ei betre samordning av eksisterande verkemiddel og behovet for å etablere nye. Regjeringa vil følge opp vurderingane til kommisjonen når arbeidet er ferdigstilt.

10.5 Auka straumproduksjon i bygg

Regjeringa ønsker å legge til rette for auka produksjon av fornybar energi. Ny kraftproduksjon bør streve etter å minimere konsekvensane for natur og miljø. Lokal kraftproduksjon har høve til å utnytte allereie utbygd areal og kan dermed ha minimal miljøpåverknad.

Teknologiutviklinga dei siste åra og høge kraftprisar har gjort lokal produksjon av solkraft aktuelt for stadig fleire. Solkraft kan også byggast ut raskare enn meir tradisjonell vind- og vasskraft. NVE peiker på at kostnadene for 1 kWh solkraft på sikt kan bli lågare enn for både vasskraft og vindkraft, også i Noreg. Held denne utviklinga fram, kan lokal kraftproduksjon få ei større rolle i det norske kraftsystemet.

I 2020 blei det installert 40 MW solkraft i Noreg, og sjølv om solkraft utgjer ein svært liten del av norsk produksjonskapasitet, er det anslått å vere eit stort potensial for solkraft på bygningar. NVE forventar at solkraft kan gi eit vesentleg bidrag til kraftproduksjonen i 2040, og anslår ein kraftproduksjon på 7 TWh i framskrivingane sine.

10.5.1 Dagens verkemiddel

Plusskundeordninga legg til rette for kundar som ønsker å produsere straum til eige forbruk. Ein plusskunde er definert som ein sluttbrukar med forbruk og produksjon bak tilknytingspunktet, der innmata effekt aldri overstig 100 kW. Plusskundar betaler ikkje fastledd for innmating og har fritak for elavgift for kraft produsert til eige bruk. Slik dagens plusskundeordning er utforma, er det i hovudsak hushald i einebustader som er omfatta.

Frå februar 2022 auka Enova støtta til solcelleanlegg frå opptil 26 000 kroner til opptil 47 000 kroner. Enova støttar også annan lokal kraftproduksjon, som vindmøller eller vasskraftverk, der det er relevant, og i tillegg installasjon av solceller på fritidsbustader.

10.5.2 Vidare arbeid for auka lokal energiproduksjon

Ei ny ordning for deling av eigenprodusert, fornybar straum for fleirmannsbustader, leilegheitskompleks og næringsbygg på same eigedom, slik at desse slepp nettleige og elavgift for straum dei sjølve har produsert, har vore på offentleg høyring. Forslaget som blei sendt på høyring, inneber at kundar innanfor same eigedom kan dele produksjon frå anlegg med installert effekt opptil 500 kW, uavhengig av kor mykje installert effekt det er på eigedommen totalt. Departementet vurderer høyringsinnspela og tar sikte på å fastsette forskriftsendringar så snart som mogleg.

Som eit steg i arbeidet med å legge til rette for meir etablering av lokal energiproduksjon vil departementet kartlegge regulatoriske barrierar. Kartlegginga skal fokusere på prosjekt som er samfunnsøkonomisk lønnsame, og primært legge vekt på energiproduksjon i tilknyting til industriparkar og næringseigedom. Departementet vil sjå nærmare på korleis lokal energiproduksjon knytt til lokalt forbruk i industri og næringseigedom saman med batteri og anna lagring kan bidra til å unngå behov for nye nettinvesteringar.

11 Likestilling og mangfald

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

Meldeplikta gjeld òg for verksemder under Olje- og energidepartementet (OED). For rapportering frå Oljedirektoratet og Noregs vassdrags- og energidirektorat, sjå årsrapportane frå verksemdene.

11.1 Tilstanden for kjønnslikestilling

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

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

• Kompetansegivande oppgåver og tiltak skal fordelast slik at det medverkar til likestilling mellom kvinner og menn.

• Departementet skal ha ein lønspolitikk som medverkar til å fjerne eventuelle kjønnsrelaterte lønsforskjellar på alle nivå.

• Omsynet til likestilling skal vere eit av kriteria som blir lagde til grunn ved rekruttering til ledige stillingar.

• Årleg personalstatistikk skal gi oversikt over aktuelle likestillingsrelaterte spørsmål i departementet.

Det samla sjukefråværet var på 2,7 prosent i 2021, mot 2,2 prosent i 2020.

11.2 Om arbeidet med å oppfylle aktivitetsplikta

Ei intern arbeidsgruppe i departementet med representantar frå arbeidsgivar og arbeidstakarar har vurdert likestillingssituasjonen i OED og utarbeidd tiltak for å styrke likestillinga. Arbeidsgruppa har mellom anna identifisert moglege hinder for likestilling, vurdert årsakene til hindera og identifisert mål og tiltak. Det blei fokusert spesielt på skeiv kjønnsfordeling når det gjeld leiarar i departementet, i tillegg til utfordringar knytte til arbeidsbelastning/tilrettelegging for fagleg utvikling og omsorgsoppgåver.

11.2.1 Rekruttering

Den statlege arbeidsstyrken skal i størst mogleg grad spegle mangfaldet i samfunnet. Mangfaldserklæringa går fram av utlysingsteksten når OED lyser ut ledige stillingar. OED har som ei av retningslinjene sine å bruke positiv særbehandling i tilsettingssaker.

Det er eit mål å oppretthalde ein god kjønnsbalanse i departementet og få ei kjønnsfordeling på leiarnivå i tråd med denne kjønnsfordelinga. Departementet oppfordrar kvinner til å søke leiarstillingar og skal følgje opp at kvalifiserte kvinner blir vurderte på same måte som kvalifiserte menn. Den likestillingstillitsvalde skal få kunngjeringstekstar på leiarnivå til uttale. Vidare skal det ved rekruttering av leiarar utarbeidast avdelingsvise oversikter over tidlegare utnemningar og kjønn. OED ønskjer å rekruttere fleire ansatte med innvandrarbakgrunn, nedsett funksjonsevne og hòl i CV-en, men opplever at det er få fagleg kvalifiserte søkarar i målgruppa. Departementet vurderer krav til norsk og innhald i stillingar som blir lyste ut, og bruker kanalar for annonsering som rettar seg mot målgruppa. Mangfaldsrekruttering blir prioritert i profileringsarbeidet.

11.2.2 Tiltrettelegging

I arbeidet med aktivitets- og utgreiingsplikta blei det avdekt at moglegheitene for tilrettelegging ikkje var godt nok kommuniserte til dei tilsette. Departementet vil betre informasjonen om dette og sørge for leiaropplæring.

11.2.3 Balanse mellom jobb og fritid

For å medverke til at medarbeidarar og leiarar ikkje har ei ugunstig arbeidsbelastning, vil det bli oppfordra til ein gjennomgang av fordelinga av oppgåvene i seksjonar/avdelingar og til ein halvårleg gjennomgang av overtidsbruken.

11.2.4 Løns- og arbeidsvilkår

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

Lønsstatistikken viser at menn samla sett har høgare snittløn enn kvinner. Årsakene er samansette, men alderssamansetning og ansiennitet er noko av forklaringa. Tiltak for å sikre likeløn er nedfelte i departementets personalpolitikk, lønspolitikk og tilpassingsavtale. Det blir gjort likelønsvurderingar før dei årlege lokale lønsforhandlingane, baserte på kjønnsdelt lønsstatistikk. OED har ein ny, lokal lønspolitikk, og som ein del av oppfølgingsarbeidet vil departementet sørge for at lønspolitikken blir kjend og forstått, og lage ei sjekkliste for leiarar til bruk ved dei lokale forhandlingane for objektive vurderingar.

11.2.5 Forfremming og utvikling

Målet er å sikre ei god fagleg og personleg utvikling for alle tilsette. Den enkelte leiar har hovudansvaret for at tilsette får nødvendig kompetanse til å utføre arbeidsoppgåvene på ein tilfredsstillande måte. Det kan vere ein risiko for at kvinner hamnar bak menn når det gjeld karriereutvikling, fordi kvinner tar på seg fleire omsorgsoppgåver. Departementet vil ved behov vurdere tilrettelegging og informasjon om tilrettelegging vil bli gjord meir tilgjengeleg. I prosjekt der saksbehandlarar får leiaransvar, skal det leggjast særleg vekt på å gi kvinner moglegheit for leiareksponering.

11.2.6 Arbeidsmiljø

Det blir gjennomført arbeidsmiljøundersøkingar og medarbeidarsamtalar for mellom anna å avdekke eventuelle tilfelle av trakassering. Departementet har eigne varslingsrutinar i medhald av arbeidsmiljølova og følger lov- og avtaleverket knytt til verneombod, helseteneste o.a.

12 Tilsetjingsvilkår for leiarar i heileigde statlege føretak under Olje- og energidepartementet

12.1 Gassnova SF

Tidlegare administrerande direktør Trude Sundset har mottatt totalt 2 303 716 kroner i løn, sluttvederlag og anna godtgjersle i 2021.

Administrerande direktør Roy Vardheim (frå og med 1. februar) hadde ei løn på 2 001 336 kroner i 2021. Kostnadsførte pensjonsforpliktingar var 366 088 kroner.

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

Gjensidig oppseiingstid er seks månader. Han har ikkje avtale om etterløn.

12.2 Statnett SF

Tidlegare konsernsjef Auke Lont (til og med 14. mars) hadde ei løn på 648 247 kroner i 2021. I tillegg fekk han 37 056 kroner i anna godtgjersle. Kostnadsførte pensjonsforpliktingar var 713 331 kroner.

Konsernsjef Hilde Tonne (frå og med 15. mars) hadde ei løn på 4 058 065 kroner i 2021. I tillegg fekk ho 158 176 kroner i anna godtgjersle. Kostnadsførte pensjonsforpliktingar var 144 860 kroner.

Konsernsjefen deltar i Statnetts kollektive innskotspensjonsordning etter dei vilkåra som til kvar tid gjeld. På årsbasis vil innskotet utgjere om lag 180 000 kroner. Pensjonsgrunnlaget for alderspensjon overstig ikkje 12 G. Oppteningsalderen er 70 år.

Konsernsjef har avtale om 12 månaders etterløn inkludert oppseiingstida ved oppseiing frå selskapet si side.

12.3 Gassco AS

Administrerande direktør Frode Leversund hadde ei løn på 3 475 000 kroner i 2021. I tillegg fekk han 270 000 kroner i variabel løn og 25 000 kroner i anna godtgjersle. Kostnadsførte pensjonsforpliktingar var 303 000 kroner.

Administrerande direktør har på linje med andre tilsette ei kollektiv bonusordning som kan gi inntil 10 prosent av fastløn i bonus dersom han oppnår avtalte mål. Leversund har ytingsbasert pensjonsordning. Oppteningsalderen er 67 år. Han har ikkje pensjonsopptening for løn over 12 G.

Gjensidig oppseiingstid er seks månader der anna ikkje følger av gjeldande lovverk. Han har ikkje avtale om etterløn.