Fornybar energi – regulatorisk oppsummering av Q1 2025

Den 1. februar 2025 trådte den nye forskriften om strømnettselskapenes inntekter (nettinntektsforskriften) i kraft. Forskriften er i hovedsak i samsvar med forslaget som ble sendt på høring i august 2024, og som allerede ble omtalt i vår regulatorisk oppsummering for Q3 i 2024.

Reglene om nettselskapenes inntekter var tidligere hovedsakelig regulert i kontrollforskriften. Den nye nettinntektsforskriften samler nå bestemmelsene om inntektsregulering i en egen forskrift. Dette er et tema hvor Reguleringsmyndigheten for energi (RME) har forskriftskompetansen, jf. energiloven § 4-11 og NEM-forskriften § 8-5. Hovedformålet med endringen er tydeligggjøring av RMEs ansvar, oppgaver og kompetanse, noe som blant annet er viktig fordi EUs tredje elmarkedsdirektiv stiller krav til norsk lovgivning om hvilke oppgaver og hvilket ansvar RME skal ha. Samtidig som nettinntektsforskriften trådte i kraft, endret kontrollforskriften navn til forskrift for omsetningskonsesjonærer.

Nettinntektsforskriften kodifiserer også gjeldende forvaltningspraksis på enkelte områder. For eksempel presiserer forskriften § 4-1 nå i fjerde ledd at avbruddskostnader som følge av rasjonering ikke skal inngå i KILE-ordningen, men skal fremkomme i nettselskapets rapportering til RME. Et annet eksempel er presiseringen i § 6-3 om at fusjonerte nettselskaper har anledning til å søke om kompensasjon for fremtidig inntektstap som følge av redusert inntektsramme ved sammenslåing av nettselskaper. | NVE | Lovdata

Forslag fra NVE og Energidepartementet til ny konsesjonspliktgrense for solkraftanlegg er omtalt i våre nyhetsbrev for uke 6 i 2024 og uke 7 i 2025. NVE anbefalte i februar 2023 å unnta solkraftanlegg opp til 5 MW fra konsesjonsplikt. Energidepartementet sendte i juni 2024 et slikt forslag på høring, men ba samtidig om innspill til en effektgrense på 10 MW. I forskriftsvedtak 6. februar 2025 ble det avklart at solkraftanlegg med en effekt på opptil 10 MW ikke lenger krever konsesjon fra NVE. Endringen trer i kraft fra 1. juli 2025. Anlegg som er under den nye konsesjonspliktgrensen skal i stedet behandles av kommunen i henhold til plan- og bygningsloven.

Det følger av gjeldende regelverk og statlige planretningslinjer at kommunen i sin behandling skal ta hensyn til jordvern og verdifull natur. I tillegg vil det måtte tas hensyn til at kraftsystemet skal sikres. NVE og RME vil få i oppdrag å vurdere relevante regelverk for å balansere de ulike hensynene. Det kan være behov for tilpasning slik at noe av regelverket som gjelder for konsesjonspliktige solkraftanlegg per i dag også skal gjelde for solkraftanlegg under 10 MW.

Energiminister Terje Aasland har uttalt at endringen vil gjøre søknadsprosessen for aktørene enklere og frigjøre kapasitet i NVE, slik at NVE kan fokusere på større og mer komplekse prosjekter. Innføring av en nedre effektgrense for konsesjonsplikt utgjør et skritt i riktig retning for å realisere regjeringens mål om 8 TWh solkraft innen 2030. Det gjenstår imidlertid å se hvor mye raskere og mer effektiv prosessen for utbygging av solkraftanlegg blir.

For vindkraftanlegg på land kreves det som kjent områderegulering etter plan- og bygningsloven før det kan treffes et konsesjonsvedtak etter energiloven. Som omtalt i vårt nyhetsbrev for uke 7 i 2024, ble tilsvarende krav om områderegulering vurdert innført også for konsesjonspliktige solkraftanlegg. Det tosporede systemet for vindkraft innebærer risiko for økt saksbehandlingstid. I forbindelse med forskriftsvedtaket 6. februar 2025 konkluderte regjeringen med at et tilsvarende tosporet system ikke skal innføres for solkraft. | Regjeringen

Referanserenten blir benyttet for å fastsette den årlige inntektsrammen for nettselskapene i Norge. Modellen er fastsatt i nettinntektsforskriften § 3-3. Formålet er at referanserenten skal bidra til at nettselskapene får en rimelig avkastning på sine investeringer, forutsatt en effektiv drift, utvikling og utnyttelse av nettet.

Modellen for beregning av referanserenten angitt i nettinntektsforskriften § 3-3 ble sist gjennomgått og endret med virkning fra 2019. Den kan ikke endres oftere enn hvert femte år, jf. § 4-5.

På oppdrag fra RME har Thema Consulting Group og NERA Economic Consulting vurdert modellen. De konkluderer med at den fungerer godt. RME har derfor besluttet å holde modellen uendret. | RME

Dette er strengt tatt ikke en lov- eller forskriftsendring, men et plenarvedtak fra Stortinget fortjener også å nevnes. Som beskrevet i vårt nyhetsbrev for uke 8 i 2025 vedtok Stortinget den 13. februar 2025 å slutte seg til en innstilling fra Energi- og miljøkomiteen som åpner for konsesjonsbehandling av kraftverk over 1 MW i vernede vassdrag.

Stortingets vedtak er basert på stortingsmeldingen «Tryggare framtid – førebudd på flaum og skred«. Som omtalt i vårt nyhetsbrev for uke 23 i 2024 inneholder meldingen tiltak for å styrke forebyggingen av flom og skred. Et viktig budskap er å møte behovet for økt kunnskap om utsatte flom- og skredområder, for å få bedre oversikt over det nasjonale risikobildet. Stortingets vedtak går imidlertid på enkelte punkter lenger enn det som ble presentert i meldingen.

Den mest omdiskuterte delen av innstillingen handler om at flertallet mener dagens regelverk for konsesjonsbehandling av inngrep i vernede vassdrag er for restriktiv. Det åpnes derfor for konsesjonsbehandling av kraftverk over 1 MW i vernede vassdrag «der samfunnsnytten, for eksempel i form av flomdempende tiltak, vurderes som betydelig, samtidig som miljøkonsekvensene anses som akseptable.» I innstillingen fremgår det videre at flertallet mener at også andre vesentlige samfunnshensyn enn flom og skred må kunne ligge til grunn i vurderingen av vannkraftprosjekter som kommer i konflikt med vernet.

Flertallet legger i innstillingen opp til at kraftutbygginger over 1 MW kan behandles av konsesjonsmyndigheten uten å bli forelagt Stortinget først. Energiminister Terje Aasland har på skriftlig spørsmål fra Une Bastholm i MDG uttalt at dersom en konkret sak kommer til behandling, er det i første omgang opp til NVE å vurdere om kriteriene er oppfylt.

Vedtaket har fått flere miljøorganisasjoner til å reagere. Naturvernforbundet frykter blant annet at endringen vil føre til flere omkamper om vassdrag folk har trodd har vært varig vernet og at dette kan føre til en nedbygging av vassdragsvernet. De har også varslet at de kommer til å jobbe videre for å styrke vassdragsvernet.

Energiministeren har på skriftlig spørsmål fremhevet at endringen som er foreslått bare vil endre hvilke prosjekter som kan konsesjonsbehandles, og ikke hva som kan tillates av vannkraftutbygging i vernede vassdrag. Her gjelder fortsatt vannressursloven §§ 34 og 35, som ikke er endret med Stortingets vedtak. NVE-sjef Kjetil Lund har overfor Energiteknikk gitt utrykk for at han ikke tror vedtaket vil lede til mange nye prosjekter. | Stortinget | Energiteknikk

Som omtalt i vårt nyhetsbrev for uke 11 i 2025 sendte Energidepartementet forslag om «Norgespris» på høring den 10. mars 2025. I høringsnotatet foreslås en ny «lov om Norgespris og strømstønad til husholdninger», og det fremgår at utfyllende regler vil bli gitt i forskrift. Loven vil erstatte den midlertidige loven om strømstønad som gjelder i dag. Departementet har uttalt at formålet med Norgespris er økt trygghet og forutsigbarhet i en tid med volatile og tidvis svært høye priser. Vi har utarbeidet en oversikt over de mest sentrale delene av forslaget:

Ikrafttredelse: Departementets mål er at ordningen kan tre i kraft fra 1. oktober 2025.

Pris og prisjustering: I departementets forslag er prisen fra oppstart til og med 31. desember 2026 satt til 40 øre per kWh (eks. mva). Departementet foreslår at nivået på Norgespris justeres en gang i året, og at prisen gjelder fra 1. januar til 31. desember. Første justering blir dermed fra 1. januar 2027. Ved prisendringer vil en ta utgangspunkt i prisbildet på strøm fremover, men skal samtidig ivareta at formålet med ordningen er å sikre forutsigbare og stabile strømpriser med utgangspunkt i den historiske kraftprisutviklingen. Ordningen er antatt å medføre kostnader for staten utover dagens strømstøtteordning. Prisnivået er altså ment å innebære en økonomisk støtte til kundene, selv om departementet understreker at Norgespris kan tenkes å bli dyrere enn spotprisen dersom spotprisene er lave gjennom et helt år, for eksempel om vi får et vått år med mye vannkraftproduksjon samtidig som det produseres mye vind- og solkraft i landene rundt oss.

Prissikringsavtale, ikke strømavtale: Norgespris er ikke en ny type statlig strømavtale, det er en prissikringsordning (eller en finansieringsordning om man vil). Når spotprisen er over 40 øre per kWh, betaler staten differansen mellom spotpris og Norgespris til kundene. Og motsatt: Når spotprisen er under 40 øre per kWh, betaler kundene differansen til staten. Den økonomiske virkningen tilsvarer en fastpris på 40 øre per kWh. Ordningen skal administreres av nettselskapene, og kunder som ønsker Norgespris må inngå avtale med sitt nettselskap. Samtidig må kundene fortsatt ha avtale med en kraftleverandør. Norgesprisen omfatter ikke nettleie, avgifter eller påslag i avtalen med kraftleverandøren, og er uavhengig av hvilken strømavtale kunden har.

Hvem er omfattet av ordningen: Norgespris skal omfatte husholdninger og fritidsboliger, men ikke bedrifter, idrettslag og frivillige organisasjoner eller jordbruk- og veksthusnæringen. Når det gjelder boligselskap (borettslag, boligaksjeselskaper, eierseksjonssameier mv.) som i dag har rett til strømstøtte, skal disse aktørene ha rett til å inngå avtale om Norgespris for felles målt og avregnet husholdningsforbruk.

Bindingstid: Det er foreslått at avtaler for Norgespris løper fra 1. januar til 31. desember hvert år. Velger en Norgespris er valget dermed låst for perioden, uten mulighet for oppsigelse. Det vil være mulig å inngå avtale om Norgespris innad i et år, med utløp 31. desember samme år. Bindingstiden er foreslått knyttet til målepunktet, slik at ved salg av bolig i løpet av året vil ny eier være bundet til utløp av året. Forslaget innebærer at en strømforbruker kan binde seg til Norgespris når som helst i løpet av året, mens prisen er satt før årets start. Dette kan skape et visst grunnlag for spekulasjon. Dersom forventningen til fremtidige kraftpriser stiger betydelig utover året, vil verdien av prissikringen med Norgespris også stige.

Forholdet til den eksisterende strømstøtteordningen: Dagens strømstøtteordning er foreslått opprettholdt. De forbrukerne som ikke aktivt velger Norgespris, vil automatisk ha strømstøtte.

Forbrukstak: Departementet ønsker å innføre et forbrukstak for Norgespris. I høringen ber departementet om å få innspill til om forbrukstaket bør settes til 3 000, 4 000 eller 5 000 kWh per måned for boliger og til 500, 1 000 eller 1 500 kWh per måned for fritidsboliger. Til sammenligning har dagens strømstøtteordning et tak på 5 000 kWh per måned. Formålet med et slikt tak er å stimulere til strømsparing og energieffektivisering for husholdningene med høyest forbruk.

Ordningens varighet: Regjeringen foreslår i første omgang at dagens strømstøtteordning og Norgespris skal gjelde frem til 31. desember 2029.

Frist for høringsinnspill er satt til den 21. april 2025. | Regjeringen

Den 31. mars 2025 publiserte Energidepartementet en ny høring som supplerer Norgespris-høringen av 10. mars 2025 som er omtalt i forrige sak. I den siste høringen foreslår departementet å innføre både Norgespris og strømstøtte til husholdninger som bruker fjernvarme. Summen av disse to grepene er en kraftfull forbedring av rammebetingelsene for fjernvarme, som er bra både for fjernvarmekunder og fjernvarmeselskaper.

Forslaget innebærer likebehandling av fjernvarme- og strømkunder, og innebærer også at den midlertidige ordningen vi har hatt siden slutten av 2021 med at fjernvarmeselskapene har måttet gi sine husholdningskunder strømstøtte – uten å motta noen støtte fra staten – opphører. Det fremgår av departementets høringsnotat at Norgespris-ordningen så langt som mulig skal tilsvare Norgespris for strømkunder. Kundene skal kunne velge om de vil inngå avtale om Norgespris. Husholdninger som bruker fjernvarme til oppvarming og som ikke velger Norgespris, skal – på lik linje med husholdninger som bruker strøm – ha rett til en statlig støtte som tilsvarer strømstøtten.

Vi går ikke gjennom detaljene i forslaget her, men viser til at ordningene er ment å «speile» ordningene for strømkunder så langt det er mulig. Vi peker likevel på et par helt sentrale elementer som skiller seg fra strømordningene:

• Departementet foreslår at strømstøtte og Norgespris for fjernvarme skal administreres av fjernvarmeselskapene – ikke nettselskapene.
• Ordningene skal forvaltes av NVE – og ikke RME.
• Kunder som ønsker Norgespris må inngå avtale med fjernvarmeleverandøren. Fjernvarmekundene er ofte boligselskaper, som da velger Norgespris på vegne av alle husholdningene i boligselskapet.
• Ordningene for fjernvarme vil ha månedlig avregning basert på gjennomsnittspriser i spotmarkedet, ikke timebasert avregning. Fjernvarmeselskapene må måle og fakturere kundene på månedlig basis for å kvalifisere til ordningene.
• Det foreslås noe lavere forbrukstak enn for strøm – 4 500, 3 500 eller 2 500 kWh per måned.
• Ordningene skal omfatte alle fjernvarmeanlegg med konsesjon etter energiloven, uansett om det er vedtatt tilknytningsplikt til fjernvarmeanlegget eller ikke.
• Det foreslås en forskriftshjemmel for å kunne gi tilsvarende rettigheter til husholdningskunder av fjernvarmeanlegg uten konsesjon (nærvarme).
• Det foreslås å pålegge fjernvarmeselskapene å «føre egne prosjektregnskap og separate kontoer knyttet til administrasjonen av Norgespris og strømstønadsordningen», altså et krav om regnskapsmessig skille mellom pengestrømmer knyttet til disse statlige støtteordningene og selskapenes næringsvirksomhet. Bakgrunnen er EØS-avtalens statsstøtteregler: Det er behov for å sikre at statlig støtte ikke tilflyter fjernvarmeselskapenes konkurranseutsatte virksomhet.

Norgespris og strømstøtte til fjernvarmekunder innføres gjennom et eget kapittel i den foreslåtte nye loven om Norgespris og strømstønad, samt enkelte andre justeringer i lovforslaget. Høringsfristen er kort, og utløper 22. april 2025 – dagen etter høringsfristen for ordningen som gjelder strøm. | Energidepartementet

Som omtalt i vårt nyhetsbrev for uke 9 i 2025 har Energidepartementet sendt et forslag til endringer i forskrift om nettregulering og energimarkedet (NEM) på høring. Endringene innebærer en ny plikt for nettselskaper til å holde av kapasitet til uttakskunder i både regionalnettet og transmisjonsnettet.

Forslaget går ut på å innføre krav til nettselskaper om å holde av kapasitet for uttakskunder basert på følgende kriterier:

1. Regionalnettet: Plikt til å holde av kapasitet til uttakskunder med samlet maksimalt effektuttak under 1 MW.
2. Transmisjonsnettet: Plikt til å holde av kapasitet til kunder med samlet maksimalt effektuttak under 5 MW og forventet årlig forbruk under 20 GWh.

Formålet med forslaget er at «vanlig forbruk», slik som forbruk i husholdninger, mindre næring og forbruk knyttet til nødvendige samfunnsfunksjoner, skal holdes utenfor tilknytningskøene. Denne typen forbruk skal som hovedregel ikke måtte vente på tiltak i regional- og transmisjonsnettet for å få tilknytning og adgang til strømmarkedet. På distribusjonsnettnivå foreslås det ingen plikt til å holde av kapasitet, fordi ventetiden på nye nettanlegg på dette nivået normalt er relativt kort.

Det er verdt å merke seg at forslaget ikke gir nettkunder med forbruk under terskelverdiene en ubetinget rett til tilknytning uten ventetid. Formålet med forslaget er at slike kunder ikke skal måtte vente på investeringer i regional- og transmisjonsnett, men nettselskapene vil fortsatt ha plikt til å vurdere om nye tilknytninger under terskelverdiene er driftsmessig forsvarlig. Forslaget vil altså ikke gi nettselskapene plikt til å tilknytte kunder i situasjoner hvor det ikke er driftsmessig forsvarlig.

Endringen vil i prinsippet redusere tilgjengelig kapasitet i eksisterende nett for kunder som ikke er omfattet av forslaget, og kan føre til lengre ventetid for uttakskunder med forbruk over terskelverdiene. På den annen side innebærer forslaget en ny plikt for regionalnettselskapene og Statnett til å planlegge i forkant for at forbruk under terskelverdiene skal få tilknytning uten å vente på investeringer i regional- og transmisjonsnett, noe som kan føre til at nettselskapene investerer i økt kapasitet tidligere enn de ellers ville gjort. Statnett har allerede en etablert praksis som tilsvarer forslaget, med unntak for enkelte transmisjonsnettstasjoner med anstrengt kapasitet hvor terskelen er satt til 1 MW. Flere regionalnettselskap har allerede også en praksis som ligner forslaget. Med andre ord innebærer forslaget langt på vei en formalisering av eksisterende praksis, som neppe vil ha store nye økonomiske eller administrative konsekvenser for nettselskapene.

Høringsfristen er satt til 14. april 2025. | Regjeringen | Høringsnotat

Som omtalt i vårt nyhetsbrev for uke 7 i 2025 fremmet Energidepartementet den 7. februar 2025 en lovproposisjon til Stortinget med forslag til endringer i energiloven (Prop. 43 L for 2024-2025). Lovforslagene ble sendt på høring i juni 2024 (omtalt i vårt nyhetsbrev for uke 27 i 2024). Forslagene skal legge til rette for økt fornybar kraftproduksjon og bygging av nettanlegg, samt en mer effektiv, åpen, forståelig og forutsigbar konsesjonsprosess.

Forslagene inkluderer blant annet:

1. Ny lovhjemmel for tidlig saksavslutning: Endringen vil tillate NVE å avslutte behandlingen av urealistiske søknader som åpenbart vil bli avslått så tidlig som mulig. Formålet er at saksbehandlingsressursene brukes på prosjekter som vil kunne få konsesjon.
2. Områdekonsesjonærens henteplikt: Plikt til å bygge nett frem til nye anlegg for produksjon av kraft ved forespørsel fra produsenten. Forslaget gjelder for kraftverk som tilknyttes nett med spenning opp til 22 kV. Endringen vil forenkle prosessen, redusere NVEs arbeidsmengde, og gjøre konsesjonsprosessene mer forutsigbare og effektive.
3. Utvidelse av konsesjoners varighet: Maksimal varighet på nye anleggskonsesjoner utvides fra 30 til 50 år i tråd med anleggets tekniske og økonomiske levetid, noe som kan gi større forutsigbarhet.
4. Frister for bygging og idriftsettelse: Innføring av frister på fem år for byggestart og idriftsettelse av anlegg etter tildeling av konsesjon.
5. Omgjøring av konsesjon: Utvidelse av muligheten til å omgjøre konsesjoner basert på private interesser.
6. Etterundersøkelser: Ny hjemmel for å pålegge konsesjonærer å gjennomføre etterundersøkelser i driftsfasen.

Energidepartementet foreslo i høringsnotatet å innføre en ny bestemmelse i energiloven om krav til detaljplan for nye anlegg med anleggskonsesjon etter energiloven § 3-1. På bakgrunn av høringsrunden foreslår Energidepartementet nå at det vil være opp til konsesjonsmyndighetens skjønn å vurdere om det er nødvendig at det utarbeides en detaljplan.

Neste steg er at Energi- og miljøkomiteen vil avgi sin innstilling av lovforslaget senest den 8. april 2025. Deretter vil lovforslaget bli behandlet to ganger i Stortinget. Lovvedtak kan ventes før sommeren. | Regjeringen | Stortinget

Som omtalt i vårt nyhetsbrev for uke 12 i 2025, publiserte Energidepartementet den 14. mars 2025 et høringsnotat med forslag til to nye bestemmelser i forskrift om nettregulering og energimarkedet (NEM-forskriften).

Den praktisk viktigste endringen er et forslag om en ny § 3-8 som gir nettselskaper en klar hjemmel for å nedjustere eksisterende kunders maksimale effektuttak i enkelte situasjoner. Forslaget bygger på et forslag fremsatt av Reguleringsmyndigheten for energi (RME) i Rapport nr. 5/2024 fra juni i fjor. Departementets forslag er noe justert sammenlignet med RMEs opprinnelige forslag, ved at departementet foreslår hjemmel til å «nedjustere» maksimalt effektuttak, mens RMEs forslag handlet om en «rett til å trekke tilbake kapasitet fra kunde».

Den nye hjemmelen gjelder bare uttakskunder, ikke innmatingskunder (produksjon). Formålet er å bidra til god utnyttelse av eksisterende nett og sette rammer for når og hvordan nettselskapene kan nedjustere en kundes maksimale effektuttak. Den foreslåtte bestemmelsen oppstiller derfor visse vilkår, og visse krav til nettselskapenes prosess. Departementet nevner i høringsnotatet at nettselskapene etter forvaltningspraksis allerede har en viss adgang til nedjustering av kapasitet i eksisterende avtaleforhold, og at forslaget innebærer «en viss utvidelse» av denne adgangen sammenlignet med gjeldende praksis.

Nedjustering av effekt kan bare skje «i særlige tilfeller» og «etter en konkret vurdering». Dette gir ikke veldig tydelig veiledning i seg selv. I høringsnotatet fremheves følgende:

1. Nettselskapene får ikke anledning til å nedjustere maksgrensen til et nivå under faktisk uttak, eller som kunden sannsynliggjør at det er behov for og vil tas i bruk innen rimelig tid. Nedjustering skal altså bare ramme ubrukt kapasitet som kunden ikke har reelt behov for.
2. Vilkåret «i særlige tilfeller» er ment å markere at terskelen for nedjustering skal være høy. Grunnen er at urettmessig nedjustering kan være svært inngripende for kunden.
3. Forskriftsforslaget er ikke rettet mot mindre kunder (husholdninger og mindre næringskunder som f.eks. butikker, frisører mv), men mot større profesjonelle kunder.
4. Nettselskapene må utarbeide skriftlige kriterier for når nedjustering av maksimalt effektuttak er aktuelt. Disse kriteriene skal være tilgjengelige for kundene, og må være i samsvar med det overordnede vilkåret om at nedjustering kun skal skje «i særlige tilfeller». Departementet oppfordrer bransjen til å utarbeide standardvilkår for nedjustering.
5. Hvis en kundes faktiske uttak ligger langt under avtalt maksgrense over et lengre tidsrom, kan det være aktuelt for nettselskapet å sette i gang en prosess for å vurdere om det er aktuelt å nedjustere maksgrensen. Nettselskapenes kriterier bør avklare hva som anses som ubrukt kapasitet og hva som anses å være «over lengre tid». Departementet fremhever at nettselskapene ikke må sette en for kort frist når det gjelder hvor lenge kapasiteten har vært ubrukt. I RMEs opprinnelige forslag var det fremholdt at «over lengre tid» sjelden vil være mindre enn tre år. Departementet er ikke like konkrete, men fremhever at det bør «være snakk om vesentlige avvik mellom faktisk og avtalt effektuttak, endringen i effektuttak må ikke være av midlertidig karakter, og samtidig kan det ikke foreligge konkrete planer fra kundens side om å øke effektuttaket».
6. Permanente endringer i en uttakskundes virksomhet, f.eks. som følge av teknologiendringer eller gjennomførte energieffektiviseringstiltak, kan gi grunnlag for nedjustering. Departementet presiserer imidlertid at nedjustering etter slike endringer ikke er aktuelt der bedriften har konkrete planer om å bruke kapasiteten som frigjøres til utvidelser eller andre prosesser i virksomheten.

Forskriftsforslaget inneholder også krav til nettselskapenes prosess når man vurderer nedjustering av kunders maksimale effektuttak. Den aktuelle kunden har krav på skriftlig og direkte varsel, og varselet må inneholde en skriftlig begrunnelse. Kravet om skriftlighet skal bidra til å sikre kundens rettigheter, at nettselskapets vurderinger blir etterprøvbare, og sikre dokumentasjon til en eventuell etterfølgende uenighetssak. Nettselskapet kan ikke nedjustere umiddelbart etter varsel; det må varsles i rimelig tid i forkant. Kunden må gis mulighet til å imøtegå nettselskapets faktiske og rettslige begrunnelse for hvorfor nedjustering er aktuelt. Kunden får en forskriftsfestet rett til å uttale seg til nettselskapets varsel. I tillegg krever forskriftsforslaget at nettselskapenes varsel opplyser om at kunden har rett til å bringe uenighet inn for RME, jf. NEM-forskriften § 4-13.

Det oppstilles ingen klagefrist, og klage til RME vil ikke automatisk ha oppsettende virkning. Det betyr at nettselskapene kan gjennomføre en nedjustering (og omfordeling) av kapasitet mens klagebehandling pågår. Departementet presiserer imidlertid at nettselskapene da må være klar over at RME ved klagebehandling kan pålegge retting der kunden er blitt urettmessig nedjustert, og at urettmessig nedjustering kan føre til erstatningssøksmål mot nettselskapet. Disse tydelige signalene kan nok gjøre at nettselskapene vil være forsiktige med å nedjustere og omfordele kapasitet mens en uenighetssak er til behandling.

Høringsnotatet omtaler også den nokså vanlige situasjonen at det ikke foreligger noen klar skriftlig avtale om hva som er nettkundens maksimale effektuttak. I slike situasjoner må det gjøres en vurdering av hva nettkundens kapasitetsrettighet er. I denne forbindelse peker departementet på at kundens historiske forbruk kan være relevant som indikasjon på hva som er nettkundens berettigede forventning om utnyttelse av kapasitet. Det samme gjelder størrelsen på kundens overbelastningsvern, særlig der kundens faktiske uttak er ganske nær grensene gitt av overbelastningsvernet. Vi merker oss også at departementet i denne forbindelse uttaler seg om kundebytter etter eiendomsoverdragelser: Den nye kunden (som har kjøpt et bygg hvor det tidligere var et visst effektuttak) vil «ikke […] nødvendigvis overta den gamle kundens rett til kapasitet» – dette kan gi en tilfeldig fordel på bekostning av andre som ønsker nettilknytning og kan innebære en markedsbarriere for andre.

I tillegg til den nye § 3-8 om nedjustering av maksimalt effektuttak, foreslår departementet en ny § 3­‑7 som regulerer nettselskapenes driftsmessig forsvarlig-vurderinger («DF-vurderinger»). Bestemmelsen krever at nettselskapet skal fastsette prinsipper for sine DF-vurderinger, og stiller krav om at disse prinsippene skal være objektive, ikke-diskriminerende og tilgjengelige for nettkundene – altså må de offentliggjøres, f.eks. på nettselskapenes nettsider. Formålet er å skape mer åpenhet om nettselskapenes DF-vurderinger, som er en viktig del av tilknytningsprosessen for nytt forbruk og ny produksjonskapasitet. Den nye bestemmelsen skal synliggjøre nettselskapenes avveininger mellom risiko i nettdriften og best mulig utnyttelse av nettet og legge til rette for likebehandling av kunder.

Høringsfristen er 9. mai 2025. Det er neppe en dristig spådom at det vil komme mange høringsinnspill, både fra nettselskaper og uttakskunder. | Energidepartementet | Europower

Som omtalt i vårt nyhetsbrev for uke 12 i 2025 har RME foreslått endringer i forskrift om kraftomsetning og nettjenester som vil påvirke faktureringen av timesmålte sluttbrukere i lavspentnettet. Dette skjer i forbindelse med overgangen til 15-minutters tidsoppløsning i døgnmarkedet fra 11. juni 2025, se også punkt 1.2.7.

Etter forskrift om kraftomsetning og nettjenester skal forbruket til sluttbrukere i lavspentnett måles per time, jf. § 3-2 og det skal faktureres basert på timesforbruket, jf. § 7-1a andre ledd og § 7-1b andre ledd. Det finnes ikke hjemmel i dagens regelverk for å pålegge aktørene å følge en bestemt modell for fakturering i tråd RMEs anbefaling.

RME foreslår derfor å legge til en ny § 9-1d om hvordan timemålte sluttbrukere med spotprisavtale skal faktureres. I høringsdokumentet beskrives to alternativer for denne bestemmelsen:

Alternativ 1: Kraftleverandører skal bruke Nord Pool sin publiserte timespris per budområde oppgitt i NOK som grunnlag for fakturering. Dette alternativet sikrer en lett tilgjengelig og objektiv pris som sluttbrukerne kan kontrollere. Alternativet kan imidlertid medføre valutarisiko for kraftleverandører som handler på andre kraftbørser enn Nord Pool.

Alternativ 2: Kraftleverandører skal beregne timesprisen som et aritmetisk gjennomsnitt av Nord Pool sine publiserte kvarterspriser i NOK. Dette gir en mer direkte kobling til den nye 15-minutters tidsoppløsningen. På en annen side kan det føre til avvik i timepriser mellom kraftleverandører, noe som kan skape forvirring blant sluttbrukere.

Begge alternativene bygger på prinsippet om et gjennomsnitt av de fire kvartersprisene, men vil ikke nødvendigvis gi identisk resultat i alle tilfeller. Fordi Nord Pool ikke er pålagt av RME å publisere en timepris, vil alternativ 1 kunne innebære en risiko i tilfelle Nord Pool ikke publiserer timeprisen som planlagt, eller dersom de på et senere tidspunkt velger å ikke videreføre den. Alternativ 2 sier derfor at timeprisen skal beregnes som et aritmetisk gjennomsnitt av Nord Pool sine publiserte kvarterpriser i NOK per budområde. RME anser i utgangspunktet alternativ 1 som det mest hensiktsmessige alternativet, og forskriftsforslaget er basert på dette. Reguleringsmyndigheten peker imidlertid på fordeler og ulemper med begge alternativene, og ber om innspill på hva høringsinstansene mener vil være den beste løsningen.

I sammenheng med de nye reglene i § 9-1d, foreslår RME en ny § 2-1a, som regulerer hvilken pris nettselskapene kan ta for leveringspliktige kraftleveranser. RME foreslår at prisen for leveringspliktig kraftleveranse settes lik Nord Pool sin publiserte timespris per budområde oppgitt i NOK, med et påslag på 5 øre per kWh de første seks ukene, og deretter 8 øre per kWh. RME forslår også en ny § 9-1c, som gir RME mulighet til å bruke overtredelsesgebyr som sanksjon dersom et nettselskap eller en kraftleverandør bryter faktureringsbestemmelsen i § 9-1d.

Som konsekvens kan sluttbrukere oppleve økte påslag eller gebyrer, mens kraftleverandørene vil få økt profilrisiko og administrasjonskostnader. Kraftleverandørene vil måtte balansere innkjøp av kraft basert på kvartersoppløsning, mens faktureringen skjer per time. Dette kan føre til avvik mellom innkjøpskostnader og faktureringsbeløp, og potensielt høyere handels- og ubalansekostnader. Det er også usikkerhet knyttet til prisvolatiliteten i det nye 15-minutters markedet, som kan påvirke kostnadsstrukturen.

Endringene foreslås å tre i kraft 1. juli 2025, kort tid etter overgangen til 15-minutters priser i døgnmarkedet. Fristen for å gi innspill er 16. mai 2025. | RME | Energiteknikk | Europower

Som omtalt i vårt nyhetsbrev for uke 4 i 2025, ble tidsoppløsningen i intradagmarkedet og balansemarkedene endret fra 60 minutter til 15 minutter fra 18. mars 2025. Det er planlagt samme endring for tidsoppløsningen i døgnmarkedet fra og med 11. juni 2025. Endringene er et virkemiddel for å ivareta driftssikkerheten på en mer effektiv måte, i møte med økt kraftutveksling mellom geografiske områder, økt andel fornybar energi i kraftsystemet og et mer variabelt kraftforbruk. Kun de mest nødvendige målepunktene vil måle og rapportere til Elhub per kvarter, herunder all produksjon (med unntak for plusskunder), samt forbruk tilknyttet høyspenningsnettet.

Det er i dag ikke et krav om at målepunkter i lavspenningsanlegg skal registreres med en frekvens på 15 minutter. Det vil derfor oppstå en forskjell i tidsoppløsningen mellom energimarkedene og målerens registreringsfrekvens for lavspenningsanleggene når energimarkedene går over til en 15 minutters tidsoppløsning. Elhub vil regne om timesverdier til kvartersverdier, enten ved å beregne hvor stor del av timesforbruket som skal tilordnes hvert kvarter ut fra en forbruksprofil (såkalt 60/15-profilering) eller ved å bare dele på fire. RME har startet et arbeid for å kartlegge konsekvenser for sluttbrukere av den planlagte endringen i tidsoppløsningen i kraftmarkedene til 15 minutter. RME vil se på mulige fremtidige tilpasninger i kravene knyttet til måling for sluttbrukere og plusskunder i lavspenningsnettet.

Thema Consulting Group har på oppdrag fra RME beregnet kostnader og nyttevirkninger ved fire alternative innføringer av 15 minutters-målingen i lavspenningsanlegg. I Thema-rapporten er det også vurdert konsekvensene ved å fortsette å måle sluttbrukere per 60 minutter. I tillegg har Statnett, på oppdrag fra RME, levert en utredning om relevante forhold knyttet til innføring av 15 minutters registeringsfrekvens i målepunkter i lavspenningsanlegg.

Thema Consulting Group har beregnet kostnader ved følgende alternativer:

Nullalternativet: Fortsatt timesmåling av sluttbrukere i lavspenningsnettet (utsette beslutning om kvartersmåling).

Alternativ 1: Måle alle lavspenningskunder per kvarter.

Alternativ 2: Fortsette timesmåling for alle, men med mulighet for frivilling innmelding (de som vil blir målt per kvarter).

Alternativ 3: Innføre kvartersmåling for alle, men med mulighet for frivillig utmelding (mulighet til å fortsatt ha timesmåling).

Alternativ 4: Innføre kvartersmåling for næringskunder, men ikke for husholdningskunder eller fritidsboliger.

Rapporten påpeker at kvartersmåling av lavspentkunder vil innebære betydelige investeringskostnader i form av programvare og kommunikasjonsinfrastruktur, og at nyttevirkningen vil avhenge av hvor mye prisen svinger innad i timen. I tillegg vil også kundenes evne til å tilpasse strømforbruket til prissvingningene påvirke nytten. Den viktigste nytteeffekten av kvartersmåling er ifølge rapporten at det vil gi forbrukskunder i lavspenningsnettet riktig prissignaler innad i timen. I tillegg trekkes andre fordeler frem, som f.eks. nytten av redusert ubalanse hos plusskunder, redusert prisrisiko for kraftleverandørene, riktig avregning ved deltakelse i aktiveringsmarkedene og at det vil skapes mer persondata som kan komme til nytte for nettselskapenes drift av nettet.

Samlet sett er Themas vurdering at nytten av kvartersmåling er lavere enn kostnadene i alle alternativer. Vi vil få mer informasjon om prisvolatilitet- og elastisiteten etter innføring av kvartersmåling i energimarkedene, og Thema påpeker derfor at RME kan avvente innføringen av kvartersoppløsning i lavspentnettet til denne informasjonen foreligger.

Statnett peker i sin rapport på at 15-minutters oppløsning i spotmarkedet vil skape uklarhet for strømkunder som har vanlige spotprisavtaler, som er basert på strømprisen time for time. Kvartersoppløsning i spotmarkedet kombinert med fortsatt timesmåling av forbruk betyr at kundene enten må forholde seg til målte timeverdier og en beregnet timepris – ettersom det ikke lenger finnes en objektiv markedspris per time – eller reelle kvarterspriser og et beregnet kvartersforbruk. Dette vil neppe gjøre det enklere for forbrukere å forstå strømregningen sin. Statnett mener det er viktig at myndighetene og bransjen er godt koordinert når strømmarkedene går over til kvartersoppløsning, og at det bør fastsettes i forskrift hvordan kunder med spotprisavtaler skal avregnes. Dette innspillet er ivaretatt gjennom forskriftsforslaget om faktureringsmodell som er omtalt i saken ovenfor.

RME ønsket innspill på innholdet av rapportene innen 28. februar 2025. Innspillene vil sammen med rapportene tas med i de videre vurderingene RME vil gjøre for å beslutte om det skal gjennomføres endringer i målefrekvensen til sluttbrukere og plusskunder i lavspenningsanlegg. | RME | Thema | Statnett

Som omtalt i vårt nyhetsbrev for uke 6 i 2025, har NVE kunngjort nye krav til søknad om nettilknytning av kraftproduksjon, for å sikre mer effektiv og forutsigbar utvikling av små vannkraftverk. Fremover må alle nye søknader om konsesjon for små vannkraftverk dokumentere at anlegget kan kobles til strømnettet, før saken tas til behandling av NVE.

Initiativet kommer som et svar på noen av utfordringene som har oppstått i forbindelse med utbygging av vannkraftprosjekter. For mange av søknadene om konsesjon som ligger i kø, er det ikke avklart om det er plass i nettet der kraftverkene er planlagt. Med de nye kravene må utbyggere nå dokumentere at nettkapasiteten er tilstrekkelig for prosjektet, før en konsesjon kan bli innvilget. Dette vil kunne fremskynde utbyggingen ved å prioritere mer modne prosjekter, og bidra til at de prosjektene NVE bruker saksbehandlingsressurser på faktisk kan bygges ut. | NVE

Som omtalt i vårt nyhetsbrev for uke 11 i 2025, har nettselskaper i utgangspunktet en plikt til å tilknytte alle kunder til nettet uten ugrunnet opphold. Likevel er det forskjeller i hvor raskt nettselskapene sørger for å tilknytte kunden. RME jobber med flere ulike virkemidler for å bidra til en raskere nettilknytning, herunder å utvikle metoder for å belønne nettselskaper som knytter til kunder raskere.

Det er kostbart når produksjon og forbruk må vente på tilknytning til strømnettet. Prosjekter kan bli utsatt, flyttet eller avlyst. Videre kan prosjektspesifikasjonen endres. Når prosjektstart blir utsatt oppstår det samfunnsøkonomiske kostnader i form av redusert nåverdi av meravkastningen.

Dersom nettselskaper får en økonomisk fordel ved rask tilknytning, vil det trolig være et godt økonomisk virkemiddel. Det vil også bidra til at nettselskaper som bruker for lang tid på tilknytning vil kunne tape på dette. RME har derfor engasjert Menon Economics for å utvikle en metode for å beregne den samfunnsøkonomiske kostnaden av ventetid på tilknytning. Menon Economics har gjort et forenklet estimat som viser at den årlige kostnaden av kunder i kø er 326 millioner kroner, et minimumsestimat som kan videreutvikles med mer presise data.

RME inviterer alle til å komme med innspill til rapporten, som vil inngå i arbeidet med å tydeliggjøre nettselskapenes plikter og tiltak for raskere tilknytninger. Innspill må gis innen 1. mai 2025. | RME

Som omtalt i vårt nyhetsbrev for uke 9 i 2025 publiserte NVE i uke 8 en ny digital veileder for detaljplanlegging av energianlegg. Veilederen omfatter i første omgang nettanlegg og bakkemonterte solkraftverk, og skal etter hvert utvides til også å gjelde vindkraftverk. Veilederen erstatter den tidligere veilederen «Detaljplan for nettanlegg».

NVEs nye veileder er et virkemiddel for å få ned saksbehandlingstiden for nye energianlegg. For mange slike anlegg settes det vilkår om utarbeidelse og godkjenning av detaljplan før byggestart. Dersom planene er av god kvalitet og utarbeidet i tråd med NVEs forventninger og krav, vil saksbehandlingen gå raskere. Veilederen skal gjøre det lettere for utbyggere å levere gode detaljplaner, og NVE forventer at alle aktører som skal sende inn planer fremover tar den nye veilederen i bruk.

Veilederen inneholder også informasjon om hvordan søknader om endring av godkjente detaljplaner håndteres, og hva slike søknader må inneholde. En annen nyhet er at veilederen vesentlig forenkler sluttrapporteringen ved avsluttet bygging av energianlegget. NVE går nå bort fra kravet om en detaljert sluttrapport – som mange aktører har brukt mye tid og ressurser på – og ber i stedet om en enklere bekreftelse på at det er etablert internkontrollsystem for det ferdigbygde energianlegget. | NVE

Som omtalt i vårt nyhetsbrev for uke 8 i 2025 sendte Statnett forslag til ny tariffmodell for transmisjonsnettet på høring med høringsfrist 4. april 2025. Planen er å ferdigstille ny tariffmodell til sommeren og innføre den fra 2026. En hovedlinje i forslagene er at det skal investeres mye i transmisjonsnettet fremover, og at kostnadene vil øke vesentlig. Dermed vil også tariffene (nettleien) øke, og Statnett er opptatt av at tariffstrukturen i transmisjonsnettet skal bidra til at samlede kostnader for kundene ikke blir større enn nødvendig. Statnett ønsker derfor en tariffmodell som gir kundene incentiver som gjenspeiler kostnadene som hver enkelt kunde påfører nettet. Grunnprinsippene i dagens tariffmodell ble innført i 2003, og Statnett mener at dagens tariff ikke løser fremtidens utfordringer.

Høringsdokumentet er inndelt i to hoveddeler:

1. Tariffendringer som Statnett kan beslutte innenfor rammen av eksisterende forskrifter med virkning fra 2026.
2. Forslag som krever forskriftsendringer, og som Statnett vil jobbe videre med på noe lengre sikt i samarbeid med myndighetene.

I den første kategorien inngår tre hovedforslag:

1. Innføring av et kapasitetsledd i tarifferingen av forbrukskunder. Kapasitetsleddet skal baseres på kundens maksimale effektuttak fra nettet i løpet av siste treårsperiode, og antydes å bli på ca. kr 100 000/MW. Hensikten er å gi kundene incentiver til å redusere egen makslast for å bidra til lavere eller utsatt behov for investeringer i nettet. Kapasitetsleddet skal ikke medføre endring i samlet tariffbelastning for uttakskunder fordi fastleddet for forbruk reduseres tilsvarende. Det vil imidlertid ha en omfordelingsvirkning – store industrikunder med direkte tilknytning til transmisjonsnettet vil ta en større del av regningen enn alminnelig forbruk.
2. Endringer i «storkunderabatten» for industrikunder med uttak over 15 MW/100 GWh/år. Statnett foreslår at denne betydelige rabatten (50 % tariffreduksjon) bare skal gjelde for kunder som bidrar til å redusere nettkostnadene ved å tilby fleksibilitet i reservemarkedene.
3. Økt tariffbidrag fra balanseansvarlige aktører (BRPer) som skal bidra til at disse aktørene dekker en større andel av systemdriftskostnadene. Det er antydet at forslaget vil føre til at BRPene vil betale opptil 1 milliard kroner mer enn de gjør med dagens modell.

I tillegg lanseres sju påtenkte tariffendringer som vil kreve forskriftsendringer. En av disse endringene dreier seg om innføring av en reservasjonstariff. Statnett gir uttrykk for at de nylig innførte modenhetsvurderingene er et godt tiltak for å effektivisere tilknytningsprosessen, men at det også er behov for prissignaler. Statnett vurderer derfor å innføre en betaling per MW for reservert kapasitet. Statnett antyder at en slik ny «reservasjonstariff» skal være moderat, f.eks. 10 000 kr per MW reservert kapasitet. I tillegg vurderes betaling for såkalte DF-vurderinger (vurdering av om det er driftsmessig forsvarlig å tilknytte nytt forbruk eller ny produksjon i eksisterende nett). Både DF-vurderinger og reservasjoner kommer uten kostnad i dag. Vi er enige med Statnett i at en moderat betalingsplikt kan gi et viktig bidrag til at aktører som har reservert kapasitet tenker kritisk gjennom hvor mye effekt de faktisk trenger – og dermed bidra til å gi et mer realistisk bilde av behovet for nettutbygging.

Blant de øvrige forslagene nevner vi også revisjon av anleggsbidragsreglene slik at satsene blir standardisert og mer forutsigbar enn i dag, og at alle nye kunder – ikke bare de som utløser nettiltak – må betale anleggsbidrag. | Statnett

ACER fikk i fjor forslag til ny kommisjonsforordning om etterspørselsfleksibilitet – en såkalt nettkode – fra transmisjons- og distribusjonssystemoperatørene (ENTSO-E og EUs DSO-enhet). ACER har behandlet ferdig forslaget og oversendte den 7. mars 2025 en endret versjon med anbefaling til Europakommisjonen. Forordningen kalles Demand Response Regulation, kortform DR. Formålet med den nye nettkoden er å gjøre det lettere for en forbruker å tilby å redusere sitt eget forbruk i de timene hvor kraftsituasjonen er anstrengt, og få betalt for denne tjenesten.

Kravene i forordningen er primært rettet mot nettselskap og profesjonelle tilbydere av etterspørselsfleksibilitet. Husholdninger vil kunne selge sin fleksibilitet gjennom profesjonelle tilbydere.

Det vil bli gjennomført nye høringsrunder når Europakommisjonen vurderer ACERs anbefaling. Det er ingen konkrete frister for når forordningen må være ferdig behandlet, slik at det er uklart når den vil tre i kraft i EU. | RME

Som omtalt i vårt nyhetsbrev for uke 10 i 2025 la EU-kommisjonen den 26. februar 2025 frem forslag som tar sikte på å forenkle reglene for bærekraftsrapportering og taksonomien for bærekraftig økonomisk aktivitet. Forslagene er del av den såkalte Omnibus-pakken.

EU-kommisjonen foreslår blant annet at færre foretak vil bli omfattet av kravene til bærekraftsrapportering i regnskapsdirektivet, samt kravene til taksonomirapportering. Disse regelverksendringene vil imidlertid først tre i kraft når de eventuelt vedtas av Parlamentet og Rådet. Forslagene er merket som EØS-relevante, noe som betyr at de kan få betydning for EØS-landene, inkludert Norge. Samtidig har EU-kommisjonen også lagt frem utkast til forenklinger i kommisjonsforordninger om rapporteringskrav og kriterier i taksonomien for bærekraftig økonomisk aktivitet. | Regjeringen

Hålogaland lagmannsrett avsa den 11. mars 2025 kjennelse i en ekspropriasjonssak mellom to reinbeitedistrikter og Statnett og Equinor. Overordnet gjaldt saken elektrifiseringen av Hammerfest LNG på Melkøya, som forutsetter at Statnett bygger ny 420 kV-linje mellom Skaidi og Hammerfest og at Equinor bygger kraftledning videre fra Hammerfest til Hyggevatn. Det konkrete spørsmålet lagmannsretten tok stilling til, var gyldigheten av namsmannens beslutning om tvangsfullbyrdelse av vedtak om forhåndstiltredelse for kraftledningsprosjektene. For å ta stilling til dette, måtte lagmannsretten også vurdere gyldigheten av konsesjonsvedtakene, ekspropriasjonstillatelsene og vedtakene om forhåndstiltredelse.

Statnett og Equinors motparter i saken var Reinbetedistrikt 22 Fiettar og Reinbeitedristrikt 20 Kvaløy/Fálá. Staten ved Energidepartementet deltok i saken som partshjelper for Statnett og Equinor.

Reinbeitedistriktene kom med flere anførsler for at vedtakene var ugyldige. Vi vil kun peke på de mest interessante anførslene i denne oppsummeringen.

For det første anførte reinbeitedistriktene at vedtakene var i strid med FNs konvensjon om sivile og politiske rettigheter (SP) artikkel 27, altså det rettsgrunnlaget som Høyesterett bygget sin avgjørelse på i Fosen-saken. Bestemmelsen sier at i de stater hvor det finnes etniske, religiøse eller språklige minoriteter, skal de som tilhører slike minoriteter ikke nektes retten til å dyrke sin egen kultur, bekjenne seg til og utøve sin egen religion eller bruke sitt eget språk. Lagmannsretten mente at det ikke forelå en krenkelse fordi de negative konsekvensene mest sannsynlig ville være relativt begrenset. Lagmannsretten støttet seg til at det var flere utredninger som konkluderte med at konsekvensene i anleggsfasen var enten middels/stor negativ eller stor negativ, og liten negativ i driftsfasen. Selv om de negative konsekvensene ville være større i anleggsfasen og en viss tilvenningsfase etterpå, mente lagmannsretten at det var snakk om en begrenset periode, slik at virkningene kunne kompenseres ved midlertidige løsninger og økonomisk kompensasjon.

For det andre anførte reinbeitedistriktene at vedtakene var ugyldige på grunn av mangelfulle konsekvensutredninger. Ut fra en konkret helhetsvurdering mente lagmannsretten at dette ikke var tilfellet. Lagmannsretten vurderte de konsekvensutredningene som forelå, og konkluderte med at sumvirkningene i området var tilstrekkelig utredet, det var innenfor forvaltningens skjønnsmargin at alternativet om sjøkabel ikke ble ytterligere utredet, og det var ikke krav om å hensynta mulig fremtidig vindkraftutbygging i utredningene. Sistnevnte ble begrunnet med at det var usikkerhet om hvilke vindkraftverk som eventuelt ville bli realisert. Virkningen av et vindkraftverk varierer med beliggenhet, omfang og utforming mv. Å hensynta slike usikkerheter i konsekvensutredningen, ville gjøre den vanskelig og lite formålstjenlig.

For det tredje hevdet reinbeitedistriktene at konsultasjonsplikten etter sameloven var brutt, og at dette var en saksbehandlingsfeil som ledet til ugyldighet. Lagmannsretten konkluderte med at konsultasjonsplikten ikke var brutt, og pekte på at konsultasjonsprosessen kan avsluttes når det ikke antas mulig å oppnå enighet.

Endelig nevner vi at reinbeitedistriktene anførte at det ikke var adgang til å treffe vedtak om forhåndstiltredelse etter oreigningsloven § 25, til tross for at dette hører innunder forvaltningens frie skjønn. Reinbeitedistriktene mente at en begrenset rettslig prøving ville være i strid med retten til domstolsbehandling av spørsmålet, jf. bl.a. ILO-konvensjonen 169 artikkel 12. Lagmannsretten mente at dette ikke var tilfellet med henvisning til tidligere rettspraksis. Lagmannsretten viste også til at reinbeitedistriktene istedenfor å vente til tvangsfullbyrdelsen med rettslig prøving, kunne ha tatt ut søksmål mot staten om gyldigheten av de forutgående konsesjons- og ekspropriasjonsvedtakene. | Lovdata

Som omtalt i vårt nyhetsbrev for uke 3 fattet RME vedtak den 7. januar 2025 om at Statnett brøt systemansvarsforskriften § 14 under utskifting av effektbrytere og strømtransformatorer ved Tana Bru transformatorstasjon i 2019.

Systemansvarforskriften § 14 første ledd sier at konsesjonær skal informere systemansvarlig om planer for nye anlegg eller endringer i eksisterende anlegg i regional- og transmisjonsnettet når andre konsesjonærer blir berørt av endringen. Nye anlegg eller endringer i eksisterende anlegg kan ikke settes i drift uten vedtak fra systemansvarlig.

Tiltaket ble gjennomført uten nødvendig forhåndsgodkjenning fra systemansvarlig og uten søknad om unntak fra relevante funksjonskrav. Selv om bruddet anses som grovt, ilegges det ikke overtredelsesgebyr, da bruddet skjedde før et tidligere vedtak i en tilsvarende sak i 2023, hvor RME ila Statnett overtredelsesgebyr. RME forutsetter at Statnett allerede har gjennomført nødvendig innskjerping av rutiner og at et nytt overtredelsesgebyr derfor ikke er nødvendig for å sikre etterlevelse av reglene. RME viser også til at Statnett ikke har oppnådd økonomiske fordeler. RME forventer at Statnett fremover følger opp systemansvarsforskriften § 14.

Saken er en tydelig illustrasjon på at Statnett har flere roller i kraftsystemet. Når Statnett som netteier bygger nye anlegg eller endrer eksisterende anlegg i transmisjonsnettet, må selskapet sørge for godkjenning fra Statnett som systemansvarlig før idriftsettelse. | NVE

Den 16. januar 2025 fattet RME fattet vedtak i uenighetssak med ref. 202410453-10 mellom Tensio TN AS («Tensio») og en uttakskunde, hvor RME konkluderte med at Tensio hadde handlet i strid med kontrollforskriften § 16-1.

Bakgrunnen var at uttakskunden skulle renovere fritidsboligen og demonterte måleren. Deretter terminerte uttakskunden det eksisterende anlegget og informerte om at vedkommende ville være tilkoblet nettet via byggestrøm med virkning fra den 12. desember 2019. Den 4. desember 2022 mottok Tensio melding fra uttakskunden om ny installasjon på fritidsboligen, hvor det forespurte anlegget tilsvarte kundens gamle tilkobling. Tensio svarte med at tilkoblingen ville utløse anleggsbidrag som følge av økt effektbehov i nettet.

Spørsmålet i saken var om kundens forespørsel om tilknytning den 4. desember 2022 utgjorde en ny tilknytning, som Tensio skulle kreve anleggsbidrag for å tilknytte, jf. kontrollforskriften § 16-1. Bestemmelsen sier at nettselskapet skal kreve anleggsbidrag for å dekke kostnadsgrunnlaget for investeringene som blir utløst når kunden «blir tilknyttet nettet».

RME viste til uttalelser fra Energiklagenemnda, hvor de uttalte at dersom kunden har vært frakoblet nettet over en periode på flere år og kundeforholdet med nettselskapet er avsluttet, vil utgangspunktet være at dette anses som en ny tilknytning. Likevel må dette ses i lys av realitetene i forbindelse med selve frakoplingen, oppsigelsen og reetableringen av nettilknytningen. Ut fra dette konkluderte RME med at det ikke var snakk om en ny tilknytning. Avgjørende var at uttakskunden hadde vært kontinuerlig tilknyttet nettet via byggestrøm. Det fremstod derfor ikke som at kunden hadde ment å si opp anlegget og koble seg av nettet. | NVE

RME fattet vedtak i uenighetssak med ref. 202112640-27 mellom Hjetland Industripark («HIP») som uttakskunde og Hydro Aluminum AS («Hydro») som nettselskap, den 17. januar 2025. RME konkluderte med at Hydro ikke kan kreve anleggsbidrag for HIPs forespørsel om effektuttak på 8 MW etter kontrollforskriften § 16-1 (1) b) og at Hydro har beregnet HIPs rett til effektuttak i strid med NEM-forskriften § 4-6 (1).

Bakgrunnen er at HIP eier en industritomt som opprinnelig var eid av et annet selskap frem til 2009. Den tidligere eieren hadde et effektuttak på 8 MW før selskapet gikk konkurs. Etter at HIP overtok ble effektuttaket redusert til ca. 2,5 MW årlig. HIP ønsket nå å øke effektuttaket til 8 MW, men i mellomtiden hadde det vært omlegginger i kraftsystemet, slik at dette ikke var mulig uten forsterkninger i nettet. Partene var uenige om Hydro kunne kreve anleggsbidrag fra HIP for disse forsterkningene.

Spørsmålet for RME var derfor om HIP hadde bedt om økt kapasitet etter kontrollforskriften § 16-1 (1) b). Bestemmelsen sier at nettselskap skal fastsette og kreve anleggsbidrag for å dekke kostnadsgrunnlaget for investeringene som blir utløst når kunden før økt kapasitet. I den forbindelse måtte RME først ta stilling til hva HIPs rett på effektuttak var på i dag (dvs. 2,5 MW eller 8 MW). Dette skyldtes at det ikke var avtalt noen kapasitetsgrense mellom partene.

RME mente at energiregelverket ikke regulerer dette spørsmålet uttrykkelig. RME mente at spørsmålet måtte løses av kravet om markedsadgang i NEM-forskriften § 4-6. Bestemmelsen skal sikre at alle som etterspør nettjenester, får tilgang til nettet og kraftmarkedet.

Ut fra dette uttalte RME at utgangspunktet er at kundens effektuttak må baseres på kundens berettigede forventninger og reelle behov. Etter sin overtakelse av tomten hadde HIP hatt et lavt effektuttak på 2,5 MW i en periode på 7 år, noe som er et vesentlig lavere bruk enn hva målepunktet er dimensjonert for. Likevel kom RME – under tvil – til at HIPs rett til effektuttak i dag var på 8 MW. Avgjørende var at HIP hadde berettigede forventninger om dette. HIPs forventninger var knyttet opp mot tidligere eiers rett, da dette ga HIP et bilde over hvilken kapasitet man kunne forvente seg. Etterfølgende forhold talte også i samme retning fordi det hadde vært dialog mellom Hydro og HIP om nettkapasitet tidligere, hvor Hydro hadde en særlig oppfordring til å avklare nettkapasiteten, noe de etter RMEs vurdering ikke hadde gjort. Hydro hadde heller ikke hatt klare kriterier for justering av HIPs rett til kapasitet.

RMEs konklusjon var derfor at HIP ikke hadde bedt om økt kapasitet etter kontrollforskriften § 16-1 (1) b), slik at Hydro ikke kunne kreve anleggsbidrag for nødvendige forsterkninger i nettet. Etter det vi er kjent med er avgjørelsen påklaget til Energiklagenemnda, så det gjenstår å se hva det endelige utfallet blir. | RME

RME fattet 17. januar 2025 vedtak med ref. 202220485-49 om at Statnett SF skal utbetale flaskehalsinntekter for første kvartal 2025 til underliggende nettselskaper. Midlertidig forskrift om bruk av flaskehalsinntekter etablerer frem til juni 2026 en ordning som omfordeler flaskehalsinntekter fra Statnett til regionale og lokale nettselskaper for å redusere sannsynligheten for økt nettleie på grunn av høye kraftpriser.

I vedtaket konkluderer RME med at nettselskaper i de sørnorske prisområdene NO1, NO2 og NO5 kvalifiserer for tilskudd basert på nettapskostnader knyttet til kraftpriser over 35 øre per kWh. Totalt skal 449 millioner kroner utbetales for dette kvartalet. Nettselskaper i budområdene NO3 og NO4 mottar ikke tilskudd da terminprisen for kraft ligger under 35 øre per kWh for første kvartal. Ordningen er innrettet slik at dersom faktiske priser i disse områdene blir høyere enn 35 øre/kWh, vil det tas med i beregningen for senere kvartaler i 2025. | RMEs vedtak

RME fattet vedtak den 23. januar 2025 med ref. 202417823-6 om at KE Nett AS hadde brutt kontrollforskriften § 14-2 fjerde ledd. Bakgrunnen er at KE Nett AS hadde endret tariffene med virkning fra 1. oktober 2024. Energileddet for mindre uttakskunder var negativt på natt og helg. For øvrige tariffgrupper var energileddene negative hele døgnet over hele døgnet over hele året. Energileddet for innmating var også negativt.

Spørsmålet for RME var om disse endringene var i strid med kontrollforskriften § 14-2 fjerde ledd. Bestemmelsen sier at energileddene for uttak som minimum skal dekke marginal tapskostnad. Videre følger det av kontrollforskriften at energileddene for innmating skal avspeile marginale tapskostnader, jf. kontrollforskriften § 15-1.

RME uttalte at uttrykket «marginale tapskostnader» sikter til kostnadsendringen som følge av at én ekstra kWh overføres gjennom strømnettet. Energileddet må utformes slik at det minimum dekker nettselskapets marginale kostnader til å transportere strømmen, jf. uttrykket «skal dekke». Videre kan energileddet dekke en andel av nettselskapets øvrige kostnader. For innmating skal energileddet avspeile marginale tapskostnader, slik at det ikke er adgang til å bruke energileddet til å dekke en andel av nettselskapets øvrige kostnader.

RME forsto sakens opplysninger slik at innmating i nettområdet reduserte nettapet og derfor – med rette – hadde negativt energiledd. At også uttakskunder hadde negativt energiledd på natt og helg harmonerte dårlig med dette, og RME pekte at det ikke var sannsynlig at et negativt energiledd for forbruk dekker kostnadene ved å transportere strømmen, jf. kontrollforskriften § 14-2 fjerde ledd. Nettselskapets begrunnelse til RME for at forbrukskunder hadde negativt energiledd var et behov for å redusere saldoen for mer-/mindreinntekt, ikke en konkret vurdering av om energileddet faktisk dekket marginale tapskostnader. RME peker i vedtaket på at ved riktig beregning skal marginaltapssatsen for uttak og innmating ha samme absoluttverdi, men motsatt fortegn (altså f.eks. -2 øre/kWh for produksjon og 2 øre per kWh for forbruk). RME peker også på at reduksjon av merinntekt må gjøres gjennom reduksjon av fastleddet og effektledden – ikke gjennom en reduksjon av energileddet som er i strid med tariffreglene.

Fra 1. januar 2025 har KE Nett justert sine tariffer slik at de etter RMEs syn ser ut til å være i samsvar med regelverket. RME pålegger derfor ikke retting, men uttaler en forventning om at KE Nett vil overholde denne praksisen i fremtiden for å sikre at reguleringene følges.| RMEs vedtak

Som omtalt i vårt nyhetsbrev fra uke 10 i 2025 fattet RME vedtak om at Vattenfall brøt forbudet mot markedsmanipulasjon da det oppstod en feilhandel hos selskapet 13. november 2022 i døgnmarkedsauksjonen for budområdet NO2. Feilen skyldtes en menneskelig svikt, hvor selskapet ved en glipp inkluderte salgsvolumet fra den separate auksjonen på North Sea Link-forbindelsen til Storbritannia i døgnmarkedsauksjonen uten å trekke fra det som allerede var solgt. Dette resulterte i at Vattenfall solgte mellom 233 MW og 289 MW for mye per time, totalt 6156 MWh, noe som ga uriktige signaler om tilbud og pris i markedet.

RME vurderte at Vattenfalls feilhandel ga eller var egnet til å gi villedende signaler om tilbud, etterspørsel eller pris på engrosenergiprodukter, og dermed brøt forbudet mot markedsmanipulasjon i forskrift om nettregulering og energimarkedet (NEM) § 5-4. Markedsmanipulasjon defineres objektivt og krever ikke bevisst intensjon om å villede markedet. RME understreket at korrekt budgivning er avgjørende for å opprettholde tilliten til prisdannelsen og å sikre et effektivt kraftmarked.

Til tross for bruddet, besluttet RME å ikke ilegge Vattenfall overtredelsesgebyr, da selskapet ikke hadde oppnådd noen fordel ved feilhandelen og hadde pådratt seg kostnader. Vattenfall publisert en markedsmelding (UMM) om hendelsen etter at feilhandelen ble oppdaget og forsøkte å korrigere ubalansen i intradagmarkedet. RME understreker viktigheten av at markedsaktører etablerer gode rutiner for å unngå lignende feil i fremtiden. | NVE

Som omtalt i vårt nyhetsbrev fra uke 8 i 2025 har den europeiske energiregulatoren Acer besluttet at det ikke skal innføres langsiktige transmisjonsrettigheter på Norned-kabelen mellom Norge og Nederland. Beslutningen er i tråd med påstanden til RME, som har vært i konflikt med den nederlandske regulatoren ACM om hvordan prissikringsmulighetene mellom de to landene skal håndteres. ACM ønsket langsiktige transmisjonsrettigheter for å sikre strømprisen, mens RME argumenterte for prissikring innenfor de aktuelle prisområdene. Acer har nå konkludert med at langsiktige transmisjonsrettigheter ikke vil gi betydelige forbedringer og kan føre til høyere kostnader (dvs. høyere strømpriser) for forbrukerne.

RME har fått medhold i sitt syn på saken, som reflekterer praksisen i Norden, hvor prissikring skjer innenfor prisområdene. Den nederlandske systemoperatøren er nå bedt om å utforske alternative tiltak for å forbedre prissikringsmulighetene i de aktuelle prisområdene. RME har tidligere bedt Statnett om å utrede tiltak for å forbedre prissikringsmulighetene i de norske prisområdene, noe som har resultert i at Statnett nå gjennomfører Epad-auksjoner for å sikre likviditeten i det finansielle kraftmarkedet.

Selv om det norske regelverket bygger på retningslinjer som legger opp til langsiktige transmisjonsrettigheter, har RME valgt å bruke en unntakshjemmel. Dette er fordi de mener at det allerede finnes tilstrekkelige prissikringsmuligheter i prisområdene, og at andre prissikringsprodukter kan være mer hensiktsmessige. Vi merker oss at denne saken ser ut til å være et eksempel på at Acer bidrar til lavere strømpriser i Norge, noe som står i ganske sterk kontrast til omtalen av Acer i den politiske debatten i Norge. | Europower

Som omtalt i vårt nyhetsbrev fra uke 49 i 2024 foreslo NVE etablering av et nytt område for havvindproduksjon i Sørvest F – som delvis overlapper med Sørlige Nordsjø II. NVE vurderte området som egnet for havvindproduksjon, men anbefalte en forsiktig etablering i tråd med føre-var-prinsippet.

Videre uttalte Energidepartementet i en pressemelding den 10. februar 2025 at området Sørvest F ikke vil lyses ut for utbygging av havvind i 2025 (omtalt i vårt nyhetsbrev fra uke 7 i 2025). Denne beslutningen kom etter at departementet mottok utredning fra Statnett om nettløsninger og tilknytning av ny havvind fra Sørvest F til nett på land.

Statnett påpeker i utredningen at havvindproduksjon tilknyttet hybride nettløsninger vil kreve statsstøtte, og at teknologiutvikling er nødvendig før et større sammenhengende nett til havs i Europa kan bli aktuelt. Ettersom havvindproduksjon i Norge vil være avhengig av statsstøtte, uavhengig av nettløsning, har regjeringen valgt å prioritere havvindprosjekter med radial tilknytning og ikke gå videre med planlegging av hybridkabler. Det ble også påpekt at regelverket på europeisk nivå ikke er på plass, og at eksponering av det norske kraftsystemet for effektutfordringer i en tid med ustabilitet i det europeiske kraftsystemet, kan være risikofylt. Regjeringen utelukker ikke at havvind med hybride løsninger kan bli aktuelt i fremtiden, men dette avhenger av at situasjonen og kostnadsbildet endrer seg.

I pressemeldingen stadfestes det også at regjeringen viderefører havvindssatsingen, og at de jobber mot å lyse ut områder for flytende havvind så snart som mulig.

NVE skal før sommeren levere siste del av strategisk konsekvensutredning av aktuelle områder for havvind. De fleste av områdene er kun egnet for flytende havvind og radial til Norge. Regjeringen vil utarbeide en plan for videre utvikling av havvind på norsk sokkel basert på NVEs konsekvensutredning, og uttaler i pressemeldingen at de står fast ved at jevnlige utlysninger og støttekonkurranser skal gjennomføres i fremtiden. Det gjenstår å se om rapporten fra Rådgivende utvalg for finanspolitiske analyser, som anbefaler å stanse havvindsatsingen i Norge, vil påvirke regjeringens plan for veien videre. Tempoet for utviklingen av norsk havvind vil i stor grad påvirkes av det politiske klimaet og høstens stortingsvalg. Gitt forsinkelsene og uklare rammevilkår er det ikke overraskende at et betydelig antall aktører har trukket sine planer om å delta i konkurransen om Utsira Nord. | Regjeringen | Europower