Fornybar energi – regulatorisk oppsummering av Q3 2025

Den nye loven om Norgespris og strømstønad til husholdningene ble vedtatt før sommeren, og trådte i kraft 15. september 2025. Innholdet i lovforslaget er omtalt i flere tidligere nyhetsbrev, se blant annet nyhetsbrevet for uke 22 med videre lenker. Selve lovvedtaket er omtalt i vårt nyhetsbrev for uke 25.  

Den nye loven innfører Norgespris med virkning fra 1. oktober 2025, og viderefører strømstøtten som vi har hatt tilgang til gjennom en midlertidig lov fra 2021. Begge ordningene vil etter den nye loven gjelde til utgangen av 2029.  

Norgespris er en statlig finansiert prissikring som innebærer at husholdninger og fritidsboliger får støtte fra staten når spotprisen på strøm er over Norgesprisen (40 øre/kWh ut 2026). På den andre siden må kundene betale inn «mellomlegget» når spotprisen er under 40 øre/kWh. Effekten blir tilsvarende som en fastpris på 40 øre/kWh (eks mva).  

De husholdningene som ikke aktivt velger Norgespris, vil få strømstønad. Denne ordningen innebærer at når spotprisen på strøm overstiger 75 øre/kWh – eks mva – dekker staten 90 % av det overskytende.  

Med hjemmel i den nye Norgesprisloven er det vedtatt et omfattende sett med detaljerte forskriftsregler, som trådte i kraft samme dag som loven:  

• Forskrift om Norgespris 
• Forskrift om strømstønad 
• Forskrift om Norgespris og strømstønad til husholdninger som bruker fjernvarme.  

Disse forskriftene er omtalt i vårt nyhetsbrev for uke 38.  

Samtidig som den nye Norgespris-loven trådte i kraft 1. oktober 2025, ble den midlertidige loven om strømstønad fra desember 2021 – og tilhørende forskrifter – opphevet. 

I vårt nyhetsbrev for uke 34 omtalte vi energiminister Terje Aaslands forslag om å effektivisere konsesjonsprosessen ved å flytte ansvaret for konsesjonsvedtak knyttet til store vannkraftutbygginger fra Energidepartementet til Norges vassdrags- og energidirektorat (NVE). Formålet er å redusere saksbehandlingstiden for større vannkraft- og nettutbygginger. Forslaget er nå realisert gjennom formelle vedtak, som omtalt i vårt nyhetsbrev for uke 36.

For vannkraftsaker vedtok regjeringen en kongelig resolusjon 29. august 2025 hvor Kongens vedtaksmyndighet etter vassdragsreguleringsloven, vannfallrettighetsloven og vannressursloven ble delegert til Energidepartementet. Samme dato fattet Energidepartementet et delegasjonsvedtak hvor vesentlige deler av departementets kompetanse ble delegert videre til NVE, som får myndighet til å fatte de fleste førsteinstansvedtak etter vassdragslovene. Dette omfatter blant annet vedtak om konsesjon til vassdragsreguleringer og vannkraftverk med årsproduksjon over 40 GWh, samt ervervskonsesjoner etter vannfallrettighetsloven § 2. Enkelte typer konsesjoner – som aksjeerverv og kjøp av større andeler i vannfalleiende selskaper etter vannfallrettighetsloven §§ 23, 24 og 25 – skal fortsatt behandles av departementet i første instans. Energidepartementet er klageinstans i sakene der NVE får vedtaksmyndighet.

Når det gjelder kraftledninger, har myndigheten til å fatte vedtak om store ledningsanlegg (minst 300 kV og 20 km) fra 1. september 2025 blitt overført til NVE. Samtidig er kravet om ekstern kvalitetssikring og statlig behandling av konseptvalgutredninger (KVU) avviklet for disse prosjektene. Statnett og andre nettselskaper må fortsatt gjennomføre konseptvalgutredninger, men prosessen skal nå være enklere og mindre ressurskrevende. Energidepartementet vil fortsette være klageinstans.

Samlet skal disse endringene bidra til en enklere og mer effektiv behandling av konsesjonssøknader for store vannkraft- og nettanlegg. | Europower og Regjeringen

I vårt nyhetsbrev for uke 23 omtalte vi at forskrift om kraftomsetning og nettjenester § 2-2 har fått noen korte nye avsnitt, som vil få stor praktisk betydning for kraftleverandørene. Endringene trådte i kraft 1. juni 2025.

Ved anleggsovertakelse og leverandørskifter plikter kraftleverandører nå å sørge for elektronisk autentisering av sluttkunden (en sikker påloggingsløsning) og innhenting av et elektronisk samtykke. Samtykket skal være dokumenterbart som en del av kraftleveringsavtalen med sluttbrukeren. Disse kravene gjelder fra 1. juni 2025 for alle sluttbrukere – både forbrukere og næringskunder.

Reguleringsmyndigheten for energi (RME) presiserer at kraftleverandørene selv kan velge den tekniske løsningen for å autentisere kunder og innhente samtykke. Det er imidlertid viktig å merke seg at det i løpet av fjerde kvartal 2025 blir innført samtykkekontroll gjennom Elhub, i første omgang for privatkunder. For næringskunder vil tilsvarende samtykkekontroll komme i løpet av 2026. Kraftleverandørene kan fortsatt etablere løsninger som ikke tilfredsstiller Elhubs tekniske løsning for samtykkekontroll, men i så fall må kundene gi sitt samtykke på nytt via Elhub Min Side.

RME har pålagt Elhub å etablere en teknisk løsning for å kontrollere at kraftleverandører har innhentet gyldig samtykke fra kunden før leveringsskifte eller anleggsovertakelse. Dersom en melding om leverandørskifte ikke består samtykkesjekken i Elhub, vil selve leverandørskiftet ikke bli gjennomført. I et vedtak 20. mai 2025 til Statnett v/Elhub har RME godkjent Elhubs plan for hvordan samtykkekontrollen for privatkunder skal gjennomføres. Vi går ikke inn på detaljene i vedtaket her, men et hovedpoeng er at RME godkjenner to ulike måter samtykkekontrollen kan gjennomføres på:

• Den ene måten er at kraftleverandøren oversender en såkalt «samtykkemelding for leverandørskifte» som er elektronisk signert av strømkunden. Her stiller Elhub krav om elektronisk signatur fra en leverandør som er godkjent av Nasjonal kommunikasjonsmyndighet (NKOM), og det fremgår av Elhubs tekniske brukerveiledning at signaturen må være på sikkerhetsnivå 4 og inneholde kundens fødselsnummer.
• Den andre måten er at kraftleverandøren i løpet av «kundereisen» henviser kunden til Elhub Min Side, hvor kunden autentiseres og gir samtykke direkte overfor Elhub for så å bli rutet tilbake til kraftleverandøren.

Selv om kraftleverandørene allerede nå har plikt til å sørge for autentisering og dokumenterbart samtykke, har de fremdeles noe tid på seg før kontrollmekanismen settes i drift. Vi antar at mange vil ønske å etablere løsninger som både er kundevennlige og sikre, og som vil fungere mest mulig sømløst mot Elhubs kontrollmekanisme. | Europower

Fra 1. juli 2025 trådte endringer i energilovforskriften og forskrift om kraftomsetning og nettjenester i kraft. Energidepartementet har vedtatt endringer som styrker Norges vassdrags- og energidirektorat (NVE), Reguleringsmyndigheten for energi (RME) og Statnett sin tilgang til data fra Elhub. Nå får disse aktørene et klarere rettslig grunnlag for å både innhente, behandle og lagre nødvendige måledata med tilhørende grunndata for kraftproduksjon og kraftforbruk som ligger i Elhub.

Et sentralt punkt i de nye bestemmelsene er utvidelsen av lagringstiden for personopplysninger overført fra Elhub. Tidligere var det kun tillatt å lagre slike data i tre år, men nå kan NVE, RME og Statnett beholde opplysningene i tre år og 41 dager etter registreringstidspunktet. Det ekstra tidsrommet på 41 dager er innført for å sikre at beregning av avregningsgrunnlaget gjennomføres på en forsvarlig måte under normal drift, både for timemålte og profilavregnede målepunkter. | Regjeringen

I vårt nyhetsbrev for uke 9 omtalte vi at Energidepartementet sendte et forslag til endringer i forskrift om nettregulering og energimarkedet (NEM) på høring. Forslaget til endringer innebar en ny plikt for nettselskaper til å holde av kapasitet til uttakskunder i både regional- og transmisjonsnettet. Endringene ble vedtatt av Energidepartementet 17. juni 2025 og trådte i kraft fra 1. juli 2025.

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

• Regionalnettet: Plikt til å holde av kapasitet til uttakskunder med samlet maksimalt effektuttak under 1 MW.
• 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 endringen 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 er 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 endringen ikke gir nettkunder med forbruk under terskelverdiene en ubetinget rett til tilknytning uten ventetid. Formålet med endringen 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. Endringen 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 endringen, og kan føre til lengre ventetid for uttakskunder med forbruk over terskelverdiene. Samtidig pålegges regionalnettselskapene og Statnett en ny plikt til å planlegge slik at forbruk under terskelverdiene får tilknytning uten å måtte vente på investeringer i regional- og transmisjonsnettet. Dette kan innebære at nettselskapene må investere i økt kapasitet tidligere enn de ellers ville gjort.

Statnett har allerede en etablert praksis som tilsvarer denne endringen, med unntak for enkelte transmisjonsnettstasjoner med anstrengt kapasitet hvor terskelen er satt til 1 MW. Flere regionalnettselskap har allerede også etablert praksis som ligner på endringen. Endringen innebærer derfor i stor grad en formalisering av eksisterende praksis, og vil trolig ikke medføre vesentlige nye økonomiske eller administrative konsekvenser for nettselskapene. | Regjeringen

I vårt nyhetsbrev for uke 7 omtalte vi at Energidepartementet sendte et forslag om å innføre en effektbasert grense på 5 MW for konsesjonsplikt for solkraftanlegg på høring den 26. juni 2024. Høringsinstansene ble samtidig bedt om å gi innspill til en effektgrense på 10 MW. Med virkning fra 1. juli 2025 fastslår nå energilovforskriften § 3-1 tredje ledd at solkraftanlegg med en effekt på opptil 10 MW ikke lenger krever konsesjon fra Norges vassdrags- og energidirektorat (NVE). Mindre anlegg vil bli behandlet 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 Reguleringsmyndigheten for energi (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 steg i riktig retning for å realisere regjeringens mål om 8 TWh solkraft innen 2030. Det gjenstår imidlertid å se i hvor stor grad prosessen for utbygging av solkraftanlegg blir raskere og mer effektiv.

For vindkraftanlegg kreves det en planavklaring i kommunen 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 for konsesjonspliktige solkraftanlegg. Det tosporede systemet for vindkraft innebærer risiko for økt saksbehandlingstid, og regjeringen går nå bort fra forslaget om at tilsvarende krav skal gjelde for konsesjonspliktige solkraftanlegg. | Regjeringen

Det er innført nye regler for behandling av kraftledninger og solkraftanlegg gjennom endringer i konsekvensutredningsforskriften. Fra 1. juli 2025 ble det innført meldeplikt for alle konsesjonspliktige solkraftanlegg, noe som tidligere ikke var et krav. Nå må tiltakshavere sende melding til myndighetene før de søker om konsesjon. Dette skal sikre grundigere prosesser, styrke mulighetene til å ivareta innbyggere og lokalmiljø og bidra til at konsekvensutredningene holder høy kvalitet. En viktig målsetting er å gjøre det enklere å avvise prosjekter på et tidlig tidspunkt dersom det finnes høy lokal motstand eller andre vesentlige utfordringer.

I tillegg har forskriftsendringen ført til at solkraftanlegg under dagens konsesjonsgrense må konsekvensutredes dersom de kan ha vesentlige virkninger for miljø eller samfunn. På denne måten sikres det at også mindre anlegg blir grundig vurdert når det er behov for det.

Det har også blitt gjort endringer i meldeplikten for kraftledninger. Frem til i sommer var det et krav om at nettselskap måtte søke Norges vassdrags- og energidirektorat (NVE) for konsesjon til nye kraftledninger med spenning på 132 kV eller høyere med lengde på mer enn 15 kilometer i ny trase. Med forskriftsendringene gjelder meldeplikten først ved slike kraftledninger når de er 50 kilometer eller mer. Justeringen har som formål å forenkle og fremskynde saksbehandlingen for mindre prosjekter, slik at NVE kan prioritere større og mer komplekse utbygginger. De største prosjektene får fortsatt en grundig og offentlig vurdering.

Endringene i konsekvensutredningsforskriften legger samlet sett til rette for en mer effektiv behandling av kraft- og energiutbygginger, samtidig som hensynet til miljø og lokale interesser blir bedre ivaretatt. | Regjeringen

I vårt nyhetsbrev for uke 27 omtalte vi at Energidepartementet har foreslått å endre energiloven slik at det blir mulig å prioritere tilknytning til strømnettet for aktører som er avgjørende for nasjonale sikkerhetsinteresser, særlig forsvarsindustri og kritiske samfunnsfunksjoner. Dette innebærer en ny bestemmelse (§ 3-8) i energiloven som gir Kongen hjemmel til å fatte enkeltvedtak om prioritering når det er nødvendig for å ivareta nasjonal sikkerhet.

Viktige hovedpunkter fra høringsnotatet:

• Bakgrunnen for lovforslaget er at selv om det i dag finnes hjemler for prioritering i krig eller ekstraordinære krisesituasjoner, mangler det en klar hjemmel for prioritering av nettilknytning knyttet til bredere sikkerhetspolitiske hensyn. Lovendringen skal dekke hele krisespekteret, ikke bare ytterpunktene.
• Forslaget gjelder kun tilknytning og kapasitet i strømnettet, ikke kraftkjøp eller strømpris. Aktører som får prioritert tilknytning, må fortsatt betale anleggsbidrag og vanlige tariffer.
• Den foreslåtte unntaksregelen skal kun brukes i “særlige tilfeller”, når alternativer er utprøvd og det ikke er mulig å løse behovet på annen mindre inngripende måte. Terskelen for bruk er høy, og vedtaket skal være minst mulig byrdefullt for andre kunder.
• Definisjonen av “nasjonale sikkerhetsinteresser” er hentet direkte fra sikkerhetsloven, og inkluderer blant annet statens suverenitet, territorielle integritet, demokratiske styreform samt samfunnskritiske tjenester og økonomisk handlefrihet.
• Forslaget opprettholder prinsippet om objektivitet og ikke-diskriminering i energiloven, men tillater prioritert tilknytning dersom det er strengt nødvendig og alle andre alternativer er vurdert. Aktører som får tilknytning gjennom denne ordningen, kan ikke ta nettkapasitet fra allerede tilknyttede kunder.
• Før vedtak om prioritering fattes, skal det innhentes uttalelser fra relevante departementer og myndigheter. Departementene kan hente inn vurderinger fra underliggende etater. Vedtak kan tvangsfullbyrdes uten dom.
• Den foreslåtte endringen kan potensielt ha store negative konsekvenser for andre kunder, som har fått reservert kapasitet i nettet, men som vil kunne miste hele eller deler av reservasjonen. Høringsnotatet peker på at disse kundenes nettilknytning kan bli utsatt, enten i kortere eller lengre tid, og at det i slike tilfeller kan bli aktuelt med erstatning etter alminnelige erstatningsregler. Hvem som i så fall plikter å betale erstatning er ikke drøftet, men departementet antyder kort at det «normalt» vil være aktøren som får prioritert nettilknytning eller kapasitetsøkning ved bruk av den nye hjemmelen. Dette virker ikke helt gjennomarbeidet: Vedkommende aktør vil normalt ikke ha gjort noe som er ansvarsbetingende etter alminnelig erstatningsrett. I høringen har derfor Advokatforeningen tatt til orde for at en slik erstatningsplikt antagelig krever en særskilt hjemmel.
• For at et prioriteringsvedtak skal kunne fattes, må ordinær tilknytningsprosess være forsøkt og alternativer vurdert – inkludert flytting av prosjektet eller redusering av forbruket. Bare i de tilfeller denne prosessen ikke er tilstrekkelig og behovet er tidskritisk, kan unntaket brukes.

Lovforslaget følger opp flere stortingsvedtak, bl.a. om å gi forsvarsindustri og andre samfunnskritiske aktører særskilt prioritet. Forslaget er et ledd i å styrke samfunnets evne til å møte nye og krevende sikkerhetsutfordringer, samt følge opp «Nasjonal sikkerhetsstrategi» og veikartet for økt produksjonskapasitet i forsvarsindustrien. | Regjeringen

I vårt nyhetsbrev for uke 37 omtalte vi at Energidepartementet sendte et omfattende forslag til endringer i energiloven §§ 7-2 til 7-4 på høring 4. september 2025. Forslaget innebærer styrking og skjerping av kravene til kartlegging og utnyttelse av overskuddsvarme i norske virksomheter med høyt energibehov. Endringer i regelverket vil forplikte flere store forbrukere av energi, som datasenter og annen industrivirksomhet, til å ta i bruk overskuddsvarmen der dette er lønnsomt.

Formålet er å bidra til effektiv utnyttelse av tilgjengelig overskuddsvarme, redusere press på strømnettet og begrense behovet for ny kraftproduksjon, samt bidra til harmonisering av norsk regelverk med EUs energieffektivitetsdirektiver. Potensialet for overskuddsvarme i Norge er anslått til å være 20 TWh årlig, med metall- og prosessindustri som dominerende kilder. Forslaget innebærer blant annet:

Lavere terskelverdier

Departementet foreslår å senke effektgrensene (terskelverdiene) for hvilke anlegg som omfattes av plikten til å gjennomføre kost-nytteanalyse for utnyttelse av overskuddsvarme. Dette innebærer at vesentlig flere anlegg og tiltakshavere vil omfattes av kravene enn i dag. Nye terskler regulert i energiloven § 7-2 første ledd bokstav a til d foreslås slik: 

• Termiske kraftverk: Fra 20 MW til 10 MW 
• Industrianlegg: Fra 20 MW til 8 MW 
• Datasentre: Fra 2 MW til 1 MW 
• Andre anlegg: Fra 20 MW til 7 MW 

Som et lovteknisk alternativ til endringen av energiloven § 7-2, foreslår departementet å fjerne terskelverdiene fra loven, og i stedet gi departementet forskriftskompetanse til å fastsette verdiene. I så fall vil de aktuelle terskelverdiene innarbeides i forskrift om overskuddsvarme. Dersom det blir aktuelt å endre forskriften på dette punktet, vil forslaget utredes og sendes på offentlig høring som egen sak.

Analyseplikt også ved omfattende oppgradering 
Fremover foreslås plikten til å gjennomføre kost-nytteanalyse å gjelde både ved planlegging og «omfattende oppgradering» av alle anlegg nevnt i § 7-2. Gjeldende unntak for blant annet datasentre og fjernvarmeanlegg ved oppgradering foreslås opphevet. Begrepet «omfattende oppgradering» er definert i forskrift som investeringer over 50 % av nytt tilsvarende anlegg.

Endrede krav til innholdet i kost-nytteanalyse 
Forslaget presiserer at kost-nytteanalysen skal omfatte vurdering av å dekke eget varmebehov med overskuddsvarme fra egen virksomhet, samt utnyttelse av overskuddsvarme fra nærliggende anlegg og datasentre – ikke bare salg utad. Det innføres en egen bestemmelse om analyse av nabosamspill for å styrke samhandling på tvers av foretak. 

Ny hovedregel: Krav om utnyttelse av overskuddsvarmen når analyse viser (samfunnsmessig/bedriftsøkonomisk) lønnsomhet 
Adgangen til å ikke utnytte overskuddsvarme foreslås å gjelde kun etter særskilt søknad og vedtak fra departementet, ikke lenger etter generelle unntak. Unntaket for datasentre og «andre anlegg» foreslås fjernet. Kravet om utnyttelse når kost/nytteanalysen er positiv, skal ifølge høringsnotatet gjelde «så langt det er teknisk mulig og ikke medfører uforholdsmessig store kostnader». Forslaget skal sikre likebehandling av prosjekter uavhengig av om de bruker elektrisk eller termisk energi. 

Departementet ønsker spesifikt innspill på: 

• Hvor mange tiltakshavere som påvirkes av forslaget om endrede effektgrenser og opphevelse av unntakene for visse typer anlegg ved oppgradering;
• Kostnader knyttet til utarbeidelse av analyser for berørte typer virksomheter; og
• Hvilket alternativ for regulering av terskelverdier (lov eller forskrift) som bør velges.

Høringsfrist er satt til 5. desember 2025 | Regjeringen

Energidepartementet har sendt ut et forslag til endringer i energilovforskriften, systemansvarsforskriften og NEM-forskriften på høring. Forslaget er en del av oppfølgingen etter lovendringer i energiloven. Formålet er å tydeliggjøre plikter for områdekonsesjonærer, tilpasse regelverket til småskala produksjonsanlegg, modernisering og ajourføring av relevante bestemmelser, samt forenkling og effektivisering av konsesjonsprosesser. Endringene foreslås å tre i kraft fra 1. januar 2026.

Fra 1. januar 2026 endres også energiloven § 3-4 a slik at områdekonsesjonæren får plikt til å bygge nettanlegg helt frem til et hensiktsmessig grensesnitt ved nye produksjonsanlegg (i høringen omtalt som områdekonsesjonsærens «henteplikt»). Tidligere hadde områdekonsesjonæren ikke en tilsvarende plikt, noe som kunne føre til at produksjonsselskapet selv måtte søke konsesjon for å bygge tilknytningsanlegget mellom produksjonsanlegget og distribusjonsnettet.

I forbindelse med denne endringen har Energidepartementet foreslått en justering i energilovforskriften som nærmere presiserer hvor dette grensesnittet skal være. Departementet har foreslått at grensesnittet for nye produksjonsanlegg skal være enten ved klemme på vegg, innføring gjennom grunnmur på stasjonsbygg, eller ved nettstasjon ved produksjonsanlegget – med mulighet for å avtale et annet grensesnitt. Dette skal bidra til en mer effektiv og tydelig tilknytningsprosess for nye produksjonsanlegg, og sikre at det ikke blir behov for konsesjonspliktige nettanlegg mellom produsentens anlegg og områdekonsesjonærens nett for overføring eller fordeling av elektrisk energi. Denne plikten gjelder kun for nye produksjonsanlegg, og ikke for eksisterende anlegg eller anlegg som er under oppføring ved ikrafttredelse av de nye reglene.

Som nevnt ovenfor, er solkraftanlegg med installert effekt opptil 10 MW fra 1. juli 2025 ikke lenger konsesjonspliktige etter energiloven. Dette vil gjøre at flere anlegg omfattes av fritak, men mange bestemmelser i forskriftene har vært rettet mot konsesjonærer. Høringsforslaget innebærer at ikke-konsesjonspliktige anlegg av en viss størrelse som tilknyttes regional- og transmisjonsnettet likevel omfattes av utvalgte krav til rapportering, systemvern, kommunikasjon og drift etter systemansvarsforskriften. Dette skal sikre koordinert og forsvarlig drift uavhengig av om anlegget har konsesjon eller ikke.

Endringene i NEM-forskriften er hovedsakelig oppdaterte lovhenvisninger og presiseringer. I tillegg foreslås det at eiere av produksjonsanlegg uten konsesjon, men tilknyttet regional- eller transmisjonsnett, får tilsvarende plikter til å rapportere til Norges vassdrags- og energidirektorat (NVE) som konsesjonærer per i dag. Dette gir en mer helhetlig oversikt og konsistens i regelverket. Forslagene har etter departementets vurdering ikke vesentlige økonomiske eller administrative konsekvenser, men for ikke-konsesjonspliktige anlegg i regional- eller transmisjonsnett kan det komme noe økte rapporterings- og driftskrav. Dette anses som nødvendig for effektiv og sikker kraftsystemdrift.

Høringsfristen er satt til mandag 3. november 2025. | Regjeringen

I vårt nyhetsbrev for uke 35 omtalte vi at ESA den 9. juli vedtok det nye statsstøtterammeverket Clean Industrial Deal State Aid Framework(CISAF), som gir EFTA-landene mulighet til å støtte grønn industri på lik linje med EU. Rammeverket gjelder fra 9. juli 2025 til 31. desember 2030, og erstatter det midlertidige kriserammeverket (TCTF). CISAF åpner for støtte til investeringer i fornybar energi, avkarbonisering av industrien og ren teknologi. Alle nye støtteordninger og prosjekter meldt til ESA i denne perioden vurderes etter CISAF.

Statsstøtteregelverket som nå er vedtatt omfatter flere sentrale tiltak:

1. Støtte til fornybar energi og lavutslippsdrivstoff– Enklere investeringsstøtte til produksjon og lagring av sol-, vind-, vann- og bioenergi, samt hydrogen.
2. Støtte til energiintensive bedrifter – Rammeverket åpner for å gi støtte i form av midlertidig reduksjon i engrospris på strøm for utvalgte kraftkrevende næringer som er særlig utsatt for høye strømpriser og utsatt for internasjonal konkurranse, mot at minst 50 prosent av støtten brukes til grønne investeringer og teknologisk fornyelse. Støtten kan gis i maks tre år, og all utbetaling må skje før 31. desember 2030.
3. Tiltak som legger til rette for industriell avkarbonisering – Industribedrifter kan få støtte til investeringer som gir reell reduksjon i klimagassutslipp i tråd med EUs klimamål eller forbedrer energieffektiviteten i industrielle prosesser, og som ikke ville skjedd uten støtten. Det kan gis støtte til tiltak som reduserer energiforbruket per produserte enhet med minst 10 prosent for allerede dekarboniserte prosesser, og minst 20 prosent i andre tilfeller, forutsatt tilbakebetalingstid på fem år eller mer. For investeringer som reduserer utslipp i eksisterende anlegg kreves som hovedregel minst 40 prosent utslippskutt. Tiltakene må gi faktisk, dokumenterbar reduksjon i utslipp, og ikke bare flytte utslippene til andre sektorer. Det stilles også egne krav til støtte til investeringer basert på bioenergi eller hydrogen.
4. Tiltak som sikrer tilstrekkelig produksjonskapasitet innen rene teknologier – Det åpnes for støtte til oppbygging og utvidelse av produksjonskapasitet for strategisk viktige nullutslippsteknologier, som batterier, solceller, elektrolyserør, brenselceller, havvind og karbonfangst og -lagring (CCS). Støttenivåene vil variere avhengig av hvor investeringen skjer og størrelsen på bedriften, med spesielt gunstige ordninger for små og mellomstore bedrifter og i prioriterte regioner. Støttesatsene ligger vanligvis mellom 15 og 35 prosent av investeringskostnaden, men kan være opptil 55 prosent og inntil 350 millioner euro per prosjekt i særtilfeller. Hvilke teknologier og komponenter som omfattes fremgår av vedlegg II til regelverket.
5. Tiltak for å redusere risikoen for private investeringer – Regelverket introduserer nye verktøy som statlige garantier, lån, egenkapital og andre ordninger som reduserer risikoen for private aktører som vil investere i grønne, utslippsfrie prosjekter og teknologier.

I tillegg er regelverket endret slik at bedrifter kan kombinere støtte fra ulike europeiske ordninger uten at dette skaper hindringer. Det betyr at det nå er mulig å motta støtte fra Innovasjonsfondet(IF) og samtidig delta i andre ordninger som Important Project of Common European Interest(IPCEI) eller Connecting Europe Facility(CEF).

Det nye regelverket gir norske virksomheter bedre og mer oversiktlige rammer for støtte til grønne industriprosjekter. Det blir enklere å kombinere flere støtteordninger, og flere typer tiltak og teknologier kan nå få støtte. Dette gir økt forutsigbarhet og gjør det lettere for både små og store aktører å investere i løsninger som kutter utslipp. Målet er at flere grønne prosjekter skal bli realisert, slik at Norge kan ta en sterkere posisjon i det grønne skiftet frem mot 2030. | ESA og Norsk Hydrogenforum

I vårt nyhetsbrev for uke 34 omtalte vi at Reguleringsmyndigheten for energi (RME) har bedt om innspill til et nytt europeisk regelverk som skal gjøre det langt enklere for husholdninger og andre små aktører å ta del i kraftmarkedet gjennom økt etterspørselsfleksibilitet. Forslaget, som er sendt på høring av samarbeidsorganisasjonene for både transmisjons- og distribusjonssystemoperatører (ENTSO-E og DSO Entity), er et ledd i EUs arbeid for å styrke effektivitet og stabilitet i strømforsyningen. Målet er å fjerne praktiske og økonomiske hindringer slik at forbrukere kan tilby fleksibilitetstjenester – for eksempel ved å la ladestasjoner eller varmtvannsberedere kobles ut i perioder med knapphet mot betaling – og dermed bidra til et mer robust kraftsystem.

Målet med forordningen om etterspørselsfleksibilitet er blant annet å:

• Fjerne tekniske og regulatoriske hindringer slik at også mindre aktører får mulighet til å delta i markedet for etterspørselsfleksibilitet
• Etablere tydelige retningslinjer for hvordan systemoperatørene kan kjøpe inn etterspørselsfleksibilitet gjennom markeder for å løse kapasitetsbegrensninger og spenningsutfordringer i kraftnettet.
• Legge grunnlaget for bedre samarbeid og effektiv informasjonsdeling mellom systemoperatørene.

Europakommisjonen fikk oversendt forslaget fra ACER den 7. mars 2025, og inviterte relevante aktører til å komme med innspill innen 12. september 2025. Forslaget fra ACER bygger videre på det opprinnelige utkastet utarbeidet av ENTSO-E og DSO-enheten.

Dersom forordningen blir vedtatt, har norske myndigheter ansvar for å følge etablerte prosedyrer for vurdering av EØS-relevans og en eventuell innlemming i EØS-avtalen. I slike tilfeller vil reglene kunne bli gjennomført som norsk lov eller forskrift. | RME

EU-domstolen har denne høsten avgjort to saker som løfter kjernekraftspørsmålet til nye høyder i det europeiske energilandskapet. Begge sakene er reist av Østerrike mot Europakommisjonen, og kretser rundt kontroversielle spørsmål om hvordan kjernekraft skal klassifiseres og hvilke rammer som gjelder for statsstøtte. Sakene illustrerer at kjernekraft fortsetter å splitte EU-landene, både politisk og rettslig. Noen land ser kjernekraft som avgjørende for det grønne skiftet og energisikkerheten, mens andre er sterkt kritiske og peker på risiko og miljøutfordringer.

I den ene saken (sak T-625/22) utfordret Østerrike EUs regelverk for bærekraftige investeringer, den såkalte taksonomiforordningen. Østerrike, med støtte fra Luxembourg, mente at kommisjonen gikk utover sine fullmakter i kommisjonsforordning (EU) 2022/1214 da den tillot at kjernekraft og visse gassaktiviteter kunne regnes som «grønne» investeringer. Selve taksonomiforordningen inneholder hovedkriteriene, men det er Kommisjonen som skal utarbeide de tekniske screening-kriteriene for de ulike virksomhetene. Dette gjøres gjennom «delegerte forordninger», som må følge EUs traktatverk. Delegerte forordninger kan ikke endre selve hovedinnholdet i taksonomiforordningen, men skal utfylle og presisere den, uten å endre de grunnleggende elementene som er vedtatt av Rådet og Europaparlamentet.

Østerrike argumenterte særlig for at dette dreide seg om grunnleggende politiske valg, og derfor gikk utover Kommisjonens tekniske mandat. Retten var ikke enig i dette, og mente at de grunnleggende elementene handler om miljøeffektene av aktivitetene, og ikke aktiviteten i seg selv. Å inkludere kjernekraft regnes som et teknisk spørsmål og er ikke et brudd med hovedprinsippene i taksonomiforordningen.

Østerrike mente også at kjernekraft og visse gassprosjekter strider mot taksonomiforordningens krav om at økonomisk aktivitet ikke skal skade andre miljømål, og at føre-var-prinsippet er brutt, med henvisning til risiko for atomavfall, ulykker og forsinkelse av fornybar utvikling. Retten mente imidlertid at Kommisjonen hadde vurdert dette tilstrekkelig, og anså bekymringer om tørke som spekulative. For gass la domstolen vekt på at slike energikilder kan bidra til å redusere utslipp i en overgangsperiode, så lenge utslippsterskler følges.

Resultatet i saken er at Østerrike ikke fikk medhold. Den omstridte kommisjonsforordningen gjelder fortsatt, og både kjernekraft og enkelte gassprosjekter kan klassifiseres som bærekraftige investeringer i EU. Avgjørelsen er avsagt av EUs førsteinstansrett, og må eventuelt ankes til EU-domstolen innen 10. november 2025.

Den andre saken (C-59/23 P) omhandlet Kommisjonens godkjenning av investeringsstøtte til to nye kjernekraftreaktorer ved Paks II-kraftverket i Ungarn. Her hadde den ungarske staten betalt for utbyggingen og deretter overført reaktorene vederlagsfritt til det statlige selskapet MVM Paks II. Samtidig ble byggekontrakten, uten forutgående anbud, tildelt det russiske selskapet JSC NIAEP. Spørsmålet var om Kommisjonen kunne godkjenne slik støtte, når byggekontrakten ikke fulgte EUs anskaffelsesregler. Ifølge EUs statsstøtteregler kan ikke Kommisjonen gi godkjenning hvis støtten er uløselig knyttet til tiltak som strider mot annet EU-regelverk, som anskaffelsesreglene.

Førsteinstansretten konkluderte i 2022 med at byggekontrakten og støtten kunne vurderes uavhengig av hverandre. EU-domstolen kom nå til en annen vurdering og mente at byggingen av reaktorene og støtten var så tett koblet at Kommisjonen skulle ha vurdert om det var lovlig å gi kontrakten direkte til det russiske selskapet uten konkurranse. Anbudsmangelen kunne ha direkte betydning for prosjektets kostnader og dermed størrelsen på statsstøtte. | Stortinget

Striden om kraftledningsutbyggingen fra Skaidi til Hammerfest og videre til Melkøya, som ble omtalt i vår regulatoriske oppsummering av Q1 2025, gjaldt hvorvidt tvangsfullbyrdelsen og forhåndstiltredelsen til ekspropriert grunn for disse prosjektene kunne stanses etter anførsel fra de berørte reinbeitedistriktene. Hålogaland lagmannsrett avgjorde i mars 2025 at vilkårene for å stanse utbyggingen ikke var til stede, og at de nødvendige tillatelsene sto seg.

Som omtalt i vårt nyhetsbrev fra uke 37, besluttet Høyesteretts ankeutvalg den 3. september 2025 (HR-2025-1663-U) at reinbeitedistriktenes anke over lagmannsrettens avgjørelse nektes fremmet. Ankeutvalget konkluderte enstemmig med at anken ikke reiser spørsmål av betydning utenfor den konkrete saken. Det samme gjaldt en sakskostnadsanke fra utbyggernes side.

Høyesterett poengterte at anken fra reinbeitedistriktene gjelder lagmannsrettens avgjørelse om å ikke utsette tvangsfullbyrdelse av forhåndstiltredelse til ekspropriert grunn, og ikke gyldigheten av ekspropriasjonstillatelsen. Lagmannsrettens kjennelse avgjør dermed ikke om ekspropriasjonstillatelsen er gyldig.

Statnett og Equinor kan dermed fortsette utbyggingsarbeidet som planlagt. Det er imidlertid verdt å merke seg at siste ord i spørsmålet om gyldigheten av ekspropriasjonstillatelsen ikke er sagt. Dette gyldighetsspørsmålet kan bli behandlet på et senere tidspunkt – i skjønnssaken hvor ekspropriasjonserstatningen skal fastsettes. | Lovdata

Energiklagenemnda avgjorde 1. september 2025 en klage fra nettselskapet i Nord-Østerdalen, Klive AS. Klagen gjaldt et vedtak fra Reguleringsmyndigheten for energi (RME) fra desember 2024 hvor Klive AS etter tilsyn fra RME fikk overtredelsesgebyr på 750 000 kroner for brudd på krav til sikkerhet i AMS (avanserte måle- og styringssystemer) etter forskrift om kraftomsetning og nettjenester § 4-6.

Saken er det første eksempelet på at RME gir overtredelsesgebyr for brudd på sikkerhetskrav i AMS-systemer. Redaksjonen har fått innsyn i Klagenemndas vedtak, men med grundig sladding av beskrivelsene av de konkrete sikkerhetsbruddene – trolig fordi offentliggjøring av disse opplysningene i seg selv anses som en sikkerhetsrisiko. Det fremgår imidlertid at det gjaldt et brudd på kravet i forskriftens § 4-6 bokstav a om at enheter som skal kommunisere til eller i AMS-systemer, må godkjennes av nettselskapet eller nettselskapets leverandør før de får tilgang. I et intervju med Energiteknikk 13. oktober 2025 forteller daglig leder Frode Eggestad i Klive AS at saken «gjaldt at PCer ikke var forhåndsgodkjent».

RME anså overtredelsen for å være et alvorlig sikkerhetsbrudd, og at det burde og kunne vært unngått om nettselskapet hadde tatt en gjennomgang av sine rutiner opp mot regelverket da sikkerhetskravene i forskriften ble skjerpet i 2022. Selv om Klive AS raskt forsto alvoret og rettet opp avviket, mente RME det var viktig å reagere med tyngde for å understreke viktigheten overfor Klive AS og andre nettselskaper av at sikkerhetskravene til AMS må tas på alvor.

Energiklagenemnda peker i sin drøftelse på at det sikkerhetskravet som var brutt har til formål å hindre at uvedkommende får tilgang til AMS-systemer, og at det er i kjernen av de sikkerhetskravene forskriftsbestemmelsen pålegger. Nemnda konstaterer at nettselskapet hadde implementert sikkerhetsløsninger, men at sikkerheten var svak. Nemnda var enig med RME i at det forelå et brudd på forskriften, og var også enig i at det var grunnlag for – og riktig – å reagere med overtredelsesgebyr. Nemnda fremhevet at alle nettselskap må prioritere digital sikkerhet, og poengterte spesielt at AMS gjelder tilgang til personrelaterte data for en stor gruppe nettkunder. Nemnda var enig med RME i at allmennpreventive hensyn tilsier en streng reaksjon.

Energiklagenemnda reduserte likevel gebyret fra 750 000 til 650 000 kroner. En viktig grunn til dette er at det ikke fremgår direkte av forskriften hvordan sikkerhetskravene skal oppfylles, og at dette i noen grad er overlatt til det enkelte nettselskap. RME har gitt føringer i en veileder, men disse føringene er etter nemndas syn ikke tydelige. Nemnda mener derfor at RME kunne ha kommunisert noe tydeligere og bredere hva som var forventet på dette området slik at dette i mindre grad ble overlatt til nettselskapenes skjønn. Nemnda peker på at RME er kontrollorgan som må forutsettes å ha størst innsikt på feltet. Dette ble tatt i betraktning i nettselskapets favør. I tillegg hadde nemnda en litt annen vurdering av de mulige konsekvensene av bruddet.

Saken er en god påminnelse om viktigheten av digital sikkerhet, et tema som blir stadig viktigere også i kraftsektoren.

I vårt nyhetsbrev for uke 40 omtalte vi en uenighetssak som Blastr Green Steel AS (Blastr), HTWO-Fuel AS (HTWO) og Lutelandet Offshore AS brakte inn for Reguleringsmyndigheten for energi (RME) i desember 2023. Selskapene mente at nettselskapene Statnett, BKK og Linja hadde brudt tilknytningsplikten og plikten til å sørge for markedsadgang på ikke-diskriminerende og objektive vilkår, jf. NEM-forskriften § 3-2 og § 4-6. RME skulle opprinnelig fatte vedtak i saken innen april 2024, men saken ble utsatt flere ganger. Endelig vedtak kom først 18. september i år. Blastr fikk ikke medhold.

Saken gjelder en rekke ulike spørsmål og uenighetspunkter. RME trekker frem de viktigste spørsmålene innledningsvis i sin vurdering: For det første om HTWO hadde en gyldig reservasjon på 70 MW etter dialog med BKK i desember 2021, og for det andre om denne reservasjonen kunne overføres fra HTWO til Blastr uten endring av reservasjonsdato. Et annet sted i vedtaket omtaler RME sistnevnte spørsmål som «hvorvidt en aktør kan selge plassen sin i kapasitetskøen til en annen aktør».

Dessverre (for nettnerdene iblant oss) tar RME bare stilling til ett av disse spørsmålene i vedtaket. Spørsmålet om en aktør kan selge en køplass eller reservasjon til en annen aktør, behandles ikke fordi RME konkluderer med at HTWO uansett ikke hadde en gyldig reservasjon, jf. nedenfor. Dermed var det ikke nødvendig å ta stilling til om reservasjonen kunne overføres til Blastr. Vi tillater oss den spekulasjonen at hvis RME hadde drøftet dette, ville konklusjonen antagelig blitt nei. Etter de mer detaljerte reglene som senere har blitt vedtatt og som nå gjelder, er det nokså klart at det ikke er anledning til å selge reservasjoner eller køplasser. Det ble tydelig kommunisert fra Energidepartementet i forbindelse med vedtakelsen av NEM-forskriften § 3-4 om modenhetsvurderinger, at kriteriet prosjektbeskrivelse ble tatt med for å tydeliggjøre at en reservasjon er knyttet til ett konkret prosjekt, og «er ikke en opsjon eller rettighet som kan omsettes».

Tilbake til vedtaket, og det RME tok stilling til: I desember 2021 sendte HTWO en tilknytningsforespørsel på 70 MW til BKK. Forespørselen oppfylte kravene BKK stilte for å reservere kapasitet. BKK innstilte derfor på 70 MW på vilkår til HTWO. Det fremgikk at innstillingen var betinget av at partene signerte en utredningsavtale og at uttaket ble godkjent av Statnett og Linja. Våren 2022 ønsket HTWO å øke effekten til 100 MW. BKK tok ikke saken videre for avklaring med Statnett og Linja ettersom BKK var av oppfatning at HTWO ikke hadde et klart effektbehov og at de ikke var modne for å gå videre i prosessen.

RME fant ikke at det forelå skriftlig dokumentasjon som uttrykkelig viste at HTWO ble informert om at saken ikke ble tatt videre på bakgrunn av usikkerhet knyttet til effektbehovet. Likevel mente RME at det måtte anses som forstått av begge parter ettersom HTWO aldri ble tilknyttet med vilkår i henhold til den opprinnelige innstillingen. I stedet foregikk løpende dialog mellom partene om hvilket kapasitetsbehov HTWO faktisk hadde.

I september 2022 ble HTWO informert av BKK om at de måtte velge en løsning for å kunne gå videre i prosessen. HTWO valgte da å gå videre med 200 MW, og i desember 2022 ble en utredningsavtale utarbeidet, da med ønske om tilknytning på 300 MW. Etter RMEs syn fremstod det som klart for HTWO at ved å gå videre med en løsning basert på effektbehov over 200 MW, ble den tidligere innstilte løsning på 70 MW valgt bort. Det fremkom etter RMEs syn tydelig i korrespondanse mellom partene at det måtte foretas et valg mellom alternativene, og at alternativene var gjensidig utelukkende da det måtte utvikles en annen løsning for kapasitetsbehov over 200 MW enn ved 70 MW. Videre mente RME at hendelsesforløpet viste at HTWO sitt kapasitetsbehov ikke var avklart, og at HTWO ikke aksepterte de ytterligere vilkårene BKK satt for tilknytning i desember 2021. RME konkluderer derfor med at HTWO ikke oppfylte kriteriene BKK oppstilte for å reservere kapasitet på 70 MW i desember 2021 etter NEM § 4-6.

Ettersom RME kom til at det ikke forelå en reservasjon på 70 MW for HTWO, fant RME – som nevnt – at det ikke var nødvendig å ta stilling til om reservasjonen kunne overføres til Blastr Green Steel.

Det er adgang til å klage vedtaket inn for Energiklagenemnda innen 9. oktober 2025. I skrivende stund er det ukjent for oss om vedtaket er påklaget. | Energiwatch

I vårt nyhetsbrev for uke 27 omtalte vi tre saker hvor Reguleringsmyndigheten for energi (RME) har varslet eller vedtatt overtredelsesgebyr. Sakene viser at RME er villig til å bruke de virkemidlene organet har fått for å sikre etterlevelse av regelverket. Nettselskapene risikerer millionbøter om de ikke har gode rutiner. Kort om de tre sakene:

• RME gir Yara 6 millioner i overtredelsesgebyr: Denne saken gjelder Yara Norges håndtering av tilknytningskøen i Glomfjord Industripark, hvor Yara både er uttakskunde og områdekonsesjonær. RME fattet vedtak allerede i 2023 om at Yara på flere punkter hadde brutt nøytralitetsplikten og plikten til å tilby markedsadgang på objektive, ikke-diskriminerende vilkår. Kortversjonen er at Yara manglet klare rutiner og at selskapet tildelte betingede kapasitetsreservasjoner til en aktør til tross for at det var andre aktører som hadde bedre prioritet (var foran i køen). Det ble først varslet overtredelsesgebyr på 7 millioner kroner. Saken har vært behandlet i Energiklagenemnda, hvor Yara fikk medhold på ett av åtte punkter i klagesaken. RME  besluttet 26. juni 2025 å ilegge Yara overtredelsesgebyr på 6 millioner kroner. Det har senere blitt kjent at Yara nå også har klaget selve vedtaket om overtredelsesgebyr inn for Energiklagenemnda, og blant annet hevdet at regelverket har vært så uklart at det er i strid med den Europeiske menneskerettskonvensjonen å ilegge overtredelsesgebyr. Yara klaget inn gebyret 12. september 2025, dagen klagefristen gikk ut. | RME | Energiteknikk | Energiteknikk
• RME varsler overtredelsesgebyr på 5 millioner til BKK: Denne saken handler også om tilknytningsprosessen. Den 26. juni 2025 sendte RME brev til BKK med vedtak om at nettselskapet har brutt leveringsplikten og varslet om overtredelsesgebyr på 5 millioner. RME vil gi BKK overtredelsesgebyr fordi nettselskapet ikke behandler tilknytningsforespørsler uten ugrunnet opphold. I den konkrete saken har BKK brukt 47 uker på å gi en kunde tilbud om anleggsbidrag, hvorav 26 uker var ren «liggetid» i saksbehandlingskø. Dette var etter RMEs syn urimelig lang tid, og manglet en tilstrekkelig begrunnelse. BKK har i ni tidligere uenighetssaker siden desember 2023 blitt felt for brudd på leveringsplikt-bestemmelsen i NEM § 3-1. I den tiende saken hvor det nå konstateres brudd, mener RME at det må reageres med et overtredelsesgebyr. Gebyret vil være et av de største som er gitt etter energiloven. | RME
• RME varsler også overtredelsesgebyr på 2,5 millioner overfor Fagne AS: Denne saken handler om en klage på spenningskvalitet fra Statens vegvesen i forbindelse med problemer med lysene i en tunnel, og RME behandler primært Fagnes saksbehandling. Fagne utførte en spenningskvalitetsmåling som viste brudd på grenseverdier i leveringskvalitetsforskriften, men uten å følge opp etter kravene i forskriften. Etter ny henvendelse fra Statens vegvesen gjorde Fagne en ny måling, med samme resultat. Deretter opplyste nettselskapet ved flere anledninger til Statens vegvesen at spenningskvaliteten var innenfor grenseverdiene, til tross for at det motsatte var tilfelle. Først etter at nettkunden selv leide inn konsulenter som dokumenterte feil spenningskvalitet, erkjente Fagne at nettselskapets egne målinger også hadde vist brudd på grenseverdiene. RME mener at Fagne har utvist grov uaktsomhet ved å gi feil informasjon til kunden og at selskapets saksbehandling overfor Statens vegvesen har vært mangelfull og misvisende. RME fattet derfor den 25. juni 2025 vedtak om overtredelsesgebyr på 2,5 millioner. | RME

I vårt nyhetsbrev for uke 38 omtalte vi at Reguleringsmyndigheten for energi (RME) har gjennomført tilsyn med Statnetts etterlevelse av tilknytningsplikten. Tilsynet gjaldt særlig håndteringen av kapasitetsutfordringer i transmisjonsnettet og plikten til å kreve innbetaling fra kundene for tilknytning og utredning. Bakgrunnen for tilsynet er økt etterspørsel etter nettilknytning, som har ført til kø og usikkerhet for en rekke aktører. Tilsynsrapporten avdekket tre regelbrudd (avvik) og én forbedringsmulighet (anmerkning), og danner grunnlag for et varslet vedtak hvor RME retter kritikk mot Statnett på flere punkter, til tross for at rutinene ellers beskrives som vesentlig forbedret sammenlignet med tidligere kontroller.

Det første avviket er at Statnett ikke i tilstrekkelig grad planlegger for å imøtekomme dagens etterspørsel fra modne kunder i kapasitetskø. Etter NEM-forskriften skal Statnett uten ugrunnet opphold planlegge, søke konsesjon og investere i nødvendige nettanlegg for å sikre faktisk tilknytning. RME mener det ikke foreligger konkrete, dokumenterte planer som sikrer at kunder i kø kan bli tilknyttet, og presiserer at varig opphold i kø uten igangsatte tiltak ikke oppfyller lovens krav. Statnett pålegges å dokumentere oppstart av utredning for alle modne forespørsler i NO3, med vurderinger av hvor mye kapasitet tiltak faktisk kan gi, innen 26. juni 2026.

Det andre avviket er at Statnett ikke utarbeider og fremlegger forsvarlige og veiledende tidsplaner for når kundene i kapasitetskø kan forvente tilknytning. Slike tidsplaner må gis både til direktekunder og underliggende nettselskaper for å sikre forutsigbarhet i planleggingen. Her skal Statnett dokumentere at tidsplaner er utarbeidet og levert til relevante aktører innen 1. juni 2026.

Det tredje avviket er at Statnett ikke har inngått avtale om nettutredninger etter forskrift for omsetningskonsesjonærer § 17-5 med kunder som er vurdert som modne og plassert i kapasitetskø. Plikten til å kreve utredningskostnader er et sentralt virkemiddel for å sikre riktige investeringssignaler og kostnadsfordeling. Statnett må derfor dokumentere inngåtte avtaler om nettutredning med kunder i kapasitetskøen i NO3, eller begrunne fravær av slike avtaler, også dette innen 1. juni 2026.

RME har i tillegg gitt en anmerkning for mangelfull dokumentasjon på krav om anleggsbidrag ved nettinvesteringer utløst av nye tilknytninger eller økt kapasitet, blant annet i prosjektet «Isfjorden–Istad». Dette regnes ikke som et regelbrudd, men RME understreker at tydelig praksis og dokumentasjon på området er viktig for forutsigbarhet og rettferdig fordeling av kostnader mellom aktører som utløser nye nettinvesteringer.

Etter vår vurdering er de avvikene som RME har avdekket representative for flere kunder som står i kapasitetskø også i andre prisområder enn NO3. I takt med at nettkapasiteten har blitt et knapphetsgode er vår erfaring at det i mange tilfeller tar lang tid å gjennomføre driftsmessig forsvarlig-vurderinger, gjennomføre nødvendige utredninger og fremskaffe veiledende tidsplaner for når kundene i kapasitetskø kan forvente tilknytning. Dermed er det flere modne prosjekter som får et varig opphold i kø uten tilstrekkelig synlighet om forventet tilknytningstidspunkt og kostnader. | RME

I vårt nyhetsbrev for uke 39 ble det omtalt at Reguleringsmyndigheten for energi (RME) har behandlet en uenighetssak mellom Bjølstad Utvikling AS og Norgesnett AS, knyttet til håndteringen av anleggsbidrag ved en ny tilknytning i Fredrikstad. RME konkluderer i vedtaket med at Norgesnett har begått flere alvorlige brudd på regelverket for anleggsbidrag i forskrift for omsetningskonsesjonærer kapittel 16. Samtidig er det varslet et overtredelsesgebyr på 2 millioner kroner mot Norgesnett AS.

RME har pekt på følgende forhold:

• Brudd på saksbehandlingsfrist: det gikk nær tre år fra Bjølstad Utvikling AS først tok kontakt til Norgesnett ga et skriftlig tilbud om anleggsbidrag. Dette er betydelig lenger enn forskriften tillater, som krever tilbud «uten ugrunnet opphold».
• Mangelfull kostnadsoppstilling: det tilbudte anleggsbidraget inneholdt ingen spesifisert oppstilling av arbeids- og materialkostnader, eller spesifisering av hovedkomponenter, slik forskriften krever.
• Manglende skriftlig avtale: Norgesnett krevde inn anleggsbidrag uten at det var inngått skriftlig avtale med kunden, i strid med forskriftens saksbehandlingsregler.
• Manglende informasjon om klagerett: kunden ble ikke informert om muligheten til å klage til RME ved uenighet om anleggsbidraget.

Som følge av disse bruddene har Norgesnett tilbakebetalt det innkrevde anleggsbidraget til kunden. Investeringskostnaden må nå dekkes av kundefellesskapet i Norgesnetts konsesjonsområde.

På bakgrunn av alvorlighetsgraden har RME varslet et overtredelsesgebyr på 2 millioner kroner. Både Norgesnett og øvrige berørte parter har fått anledning til å komme med innspill før endelig vedtak fattes. Klagefristen på selve vedtaket er utløpt, og det har ikke kommet inn noen klage fra Norgesnett AS på vedtaket. | RME

Vi omtalte i vårt regulatorisk oppsummering av Q1 2025 at Reguleringsmyndigheten for energi (RME) den 7. januar 2025 fattet vedtak om at Statnett brøt systemansvarsforskriften § 14 under utskifting av effektbrytere og strømtransformatorer ved Tana Bru transformatorstasjon i 2019. RME har nå fattet enda et vedtak om brudd på samme forskrift, denne gang for Arctic Wind AS.

Den 31. januar i fjor oppsto det en brann på Havøygavlen vindkraftverk i Måsøy kommune i Vest-Finnmark. Brannen medførte omfattende skader og at en transformator havarerte. Arctic Wind brukte nærmere ti måneder på å gjenoppbygge transformasjonsstasjonen. Da anlegget ble satt i drift igjen, unnlot Arctic Wind å sende inn nødvendig søknad om idriftsettelse til Statnett, slik de er forpliktet til etter systemansvarsforskriften § 14. Dette skjedde til tross for at Arctic Wind allerede i oktober hadde fått beskjed om denne plikten.

Systemansvarsforskriften § 14 slår fast at konsesjonær ikke har lov til å sette nye eller endrede anlegg i drift før systemansvarlig har fattet vedtak om godkjenning. Reglene skal sikre at endringer ikke svekker forsyningssikkerheten for andre aktører i nettet. Siden idriftsettelsen både berørte andre konsesjonærer og manglet nødvendig godkjenning, vurderte RME dette som et brudd på forskriften.

RME vurderte likevel at Arctic Wind ikke skulle ilegges overtredelsesgebyr. I vurderingen ble det lagt vekt på at dette var selskapets første brudd, at Statnett karakteriserte saken som middels alvorlig, og at Arctic Wind har forbedret sine rutiner for bedre etterlevelse av regelverket.

Saken viser hvor viktig det er å ha tydelige rutiner og tett dialog med systemansvarlig når man gjør endringer i kraftsystemet. Selv om Arctic Wind denne gangen ikke ble ilagt gebyr, peker hendelsen på at gjentatte eller alvorligere brudd i fremtiden vil kunne medføre strengere reaksjoner. | RME

Direktoratet for strålevern og atomsikkerhet (DSA), direktoratet for samfunnssikkerhet og beredskap (DSB) og Norges vassdrags- og energidirektorat (NVE) har nå levert et omfattende forslag til utredningsprogram for kjernekraftverk i Aure og Heim. Innstillingen er sendt videre til aktuelle departementer, som skal avgjøre hvordan saken skal følges opp.

Bakgrunnen er at Norsk Kjernekraft AS har søkt om å etablere et kjernekraftverk i Aure og Heim, fordelt på kommunene Møre og Romsdal og Trøndelag. Etableringen av kjernekraftverk utløser omfattende krav om konsesjoner, tillatelser og utredninger, blant annet etter atomenergiloven, forurensningsloven og energiloven. Utredningsprogrammet tar for seg hvilke emner som må belyses for å ivareta miljø- og samfunnsinteresser før det kan gis godkjennelser.

De tre direktoratene har identifisert en rekke hensyn som må utredes spesielt grundig, inkludert atomsikkerhet, strålevern, beredskap, radioaktiv forurensning og håndtering av avfall. Det understrekes også at Norges internasjonale forpliktelser, slik som ikke-spredning av atomvåpenmateriale, må vurderes. Videre påpekes det at programmet er laget for Taftøy næringspark-prosjektet, men at de fleste kravene vil være relevante også for andre kjernekraftprosjekter i landet.

Norge har tidligere hatt forskningsreaktorer, men aldri kommersiell kjernekraft. Både det internasjonale energibyrået (IAEA) og de norske direktoratene anbefaler en helhetlig, statlig strategi for eventuell kjernekraftutbygging, og advarer mot å la enkeltprosjekter styre utviklingen. Det presiseres at det ikke er besluttet om kjernekraft skal inngå i den norske energimiksen, og at det må komme en egen nasjonal beslutning før videre arbeid kan settes i gang.

Avslutningsvis råder direktoratene regjeringen til å vente på innspill fra kjernekraftutvalget før saken behandles videre. Dersom kjernekraft skal bli aktuelt i Norge, understrekes behovet for å videreutvikle regelverk og styrke den nasjonale atomberedskapen, og det må undersøkes hvordan slike anlegg vil påvirke vertskommunenes ansvar for samfunnssikkerhet og beredskap. | NVE

Som vi omtalte i vårt nyhetsbrev fra uke 38 kunngjorde Energidepartementet 19. mai 2025 konkurransen om prosjektområder for havvind i Utsira Nord. Hvert område kan få en installert kapasitet på opptil 500 MW. Etter søknadsfristen 15. september 2025 meldte departementet at de har mottatt to søknader: en fra Equinor Utsira Nord AS og Vårgrønn Utsira Nord AS, og en fra Harald Hårfagre AS (Deep Wind Offshore Norway AS og EDF Renouvelables International SAS). Energidepartementet tar sikte på å tildele prosjektområder i løpet av første halvår 2026.

For å kunne delta må aktørene dokumentere at de oppfyller kvalifikasjonskravene, før søknadene vurderes etter fem kvalitative kriterier: kostnadsnivå, realisme og modenhet, innovasjon og teknologiutvikling, gjennomføringsevne, bærekraft og positive ringvirkninger. Tildelingen av prosjektområder og statsstøtte vil skje i to steg, med en modningsfase imellom. Først deles prosjektområder ut til de som scorer høyest på objektive, ikke-diskriminerende kriterier. Statsstøtte-auksjonen skjer etter modningsfasen, forutsatt at minst to aktører kvalifiserer – noe som gjør at begge søkere er innbyrdes avhengige for at statsstøttekonkurransen skal fullføres.

I løpet av sommeren 2025 har det også kommet viktige endringer i investeringsstøtteavtalen, som nevnt i nyhetsbrevet for uke 34. Et første utkast ble publisert 30. mai i år (omtalt i nyhetsbrevene for uke 21 og uke 23), og etter innspill fra havvindaktører ble et revidert utkast publisert 12. august. En sentral endring er at inntil 10 prosent av investeringsstøtten nå kan utbetales tidlig – rett etter endelig investeringsbeslutning, mot dokumentasjon for pådratte støtteberettigede kostnader. Den tidlige utbetalingen indeksjusteres etter KPI fra 1. januar 2025 til investeringsbeslutning.

Hovedandelen av investeringsstøtten utbetales fremdeles etter ferdigstillelse av anlegget, etter at revisorgodkjent regnskap er levert og godkjent, men fristen for hovedutbetalingen er nå redusert til 60 dager. Delutbetalingen ved investeringsbeslutning skal skje innen 180 dager.

I tillegg innebærer avtaleendringene større fleksibilitet for støttemottakerne til å inngå langsiktige kraftavtaler. En og samme kraftavtale kan nå omfatte ulike prismekanismer (både fastpris og spotpris for ulike deler av volumet), og kun den delen som faktisk selges på spotmarkedet inngår i beregning av inntektsdeling med staten. | Regjeringen