Fornybar energi: regulatorisk oppsummering av Q1 2024

Disse lovendringene er en viktig del av det som regjeringen har omtalt som styringsmekanismen for vannkraft. Styringsmekanismen er et sett av virkemidler for å unngå at vi skal komme i en situasjon hvor vi må rasjonere med strømmen, og virkemidlene retter seg særlig mot store vannkraftprodusenter og magasinfyllingen. Bakgrunnen er lav magasinfylling i Norge høsten 2022, samtidig som Ukraina-krigen førte til knapphet på gass i Europa og dermed både høye kraftpriser og mye eksport. Som det fremgår i forarbeidene: formålet er å etablere virkemidler som skal bidra til å styrke forsyningssikkerheten i perioder med økt usikkerhet i det norske kraftsystemet og i energimarkedene rundt oss.

Lovendringene ble vedtatt av Stortinget 5. mars 2024 og sanksjonert i statsråd 22. mars 2024, men har per dags dato ikke trådt i kraft. Hovedgrepene i lovendringen er at vassdragsregulerings­loven får en ny formålsbestemmelse i § 1 a som løfter frem forsyningssikkerhet og ny § 29 a med et krav om at konsesjonærer skal utarbeide en “strategi for å bidra til forsyningssikkerhet”. Energiloven § 6-2 får hjemmel for forskrifter for å unngå kraftrasjonering. Forskrifter om planlegging og gjennomføring av kraftrasjonering var det hjemmel for allerede, men nå kommer altså hjemmelen for virkemidler som sikter mot å unngå at vi kommer i en rasjoneringssituasjon.

En praktisk konsekvens av lovendringen er at alle store vannkraftprodusenter får plikt til å utarbeide et strategidokument “for å bidra til forsyningssikkerhet”. Ordene “bidra til” reflekterer at ingen kraftprodusent alene kan ivareta forsyningssikkerheten – dette må oppnås kollektivt. Strategien skal inneholde opplysninger om hvordan konsesjonæren ved utnyttelse av reguleringer og overføringer bidrar til god forsyningssikkerhet. Det fremgår i lovforarbeidene at formålet med å innføre kravet om en slik strategi er “bevisstgjøring av hvordan reguleringsmagasin disponeres, og hvordan den enkelte konsesjonæren ved disponering av magasinene kan bidra til forsyningssikkerhet”. Nærmere krav til innholdet i strategien kommer i en ny § 4a i forskrift om internkontroll etter vassdragslovgivningen (IK-vassdrag).

Det er også innført hjemmel for at Norges vassdrags- og energidirektorat (NVE) kan kreve strategidokumentet fremlagt hvis det er nødvendig for å vurdere forsyningssikkerheten. Det er altså ikke meningen at strategidokumentene automatisk skal sendes inn til myndighetene når de er utarbeidet, de skal bare fremlegges hvis NVE fatter vedtak om det, som følge av at det har oppstått en konkret forsyningssikkerhetssituasjon.

Hovedpoenget med endringen i energiloven er å gi et tydeligere rettslig grunnlag for rapporteringsplikten om blant annet magasinfylling som kraftprodusenter ble pålagt i 2022. Dette er fulgt opp i den nye kraftrasjoneringsforskriften § 11 (som foreløpig ikke har trådt i kraft), som fastslår at rasjoneringsmyndigheten kan pålegge produsenter å innrapportere “produksjonsstatistikk, prognoser om forventet magasinfylling og/eller andre forhold som anses relevante for å få tilstrekkelig innsikt i kraftsituasjonen innenfor et bestemt tidsrom”. NVE har i forbindelse med forskriftsvedtaket understreket at pålegg om rapportering kun er aktuelt når det er konkret behov for det, i tilfeller hvor kraftsituasjonen utvikler seg i en retning som er uoversiktlig og krevende.

Det er verdt å merke seg at lovendringene om styringsmekanismen ikke inneholder nye regler om å begrense krafteksport, selv om dette var et tema i en tidlig fase av lovarbeidet. I lovforslaget i Prop. 33 L (2023-2024) står det på side 11 at departementet “merker seg høringsinnspillene som gjelder begrensning på eksport, og har ikke sett behov for å foreslå lovendringer på dette punktet”. Det er heller ikke vedtatt lovendringer som senker terskelen for kraftrasjonering. De nye pliktene kraftprodusenter pålegges gjennom styringsmekanismen, handler derfor primært om rapportering og utarbeidelse av strategidokument.

Styringsmekanismen forutsetter endringer i forskrift om internkontroll etter vassdragslovgivningen, energilovforskriften og den nevnte nye kraftrasjoneringsforskriften. Flere av forskriftsendringene har vært på høring parallelt med lovendringene, og vi regner med at det kommer et vedtak fra Energidepartementet i løpet av våren hvor lov- og forskriftsendringer settes i kraft samtidig.

I samme endringslov som ga oss ny § 8-5 om energikartlegging, er det også vedtatt nye lovbestemmelser om andre temaer – som foreløpig ikke er satt i kraft. Også disse lovbestemmelsene er foreslått og kommentert i Prop. 100 L (2022-2023). Det er for det første ny § 5-8, som gir hjemmel for forskrifter om måling og fakturering av fjernvarme og fjernkjøling. Vi kommer tilbake med mer informasjon om dette i kommende nyhetsbrev når bestemmelsen er satt i kraft og forskriften er vedtatt.

I tillegg er det § 7-2 til § 7-4 om overskuddsvarme. Disse bestemmelsene handler om at aktører som planlegger å bygge nye industri- eller energianlegg får plikt til å gjennomføre kost-nytteanalyser av mulighetene for å utnytte overskuddsvarme. Dette vil gjelde ved planlegging av nærmere angitte energi- og industrianlegg med mer enn 20 MW samlet innfyrt effekt (brenselseffekt), datasentre med mer enn 2 MW samlet elektrisk effekt, og andre anlegg med mer enn 20 MW elektrisk effekt. For noen av anleggstypene gjelder plikten også ved omfattende oppgraderinger. Bakgrunnen for lovforslaget er et anmodningsvedtak fra Stortinget om å utrede krav til utnyttelse av spillvarme, og EUs energieffektiviseringsdirektiv. Departementet skriver i proposisjonen at de foreslåtte lovendringene vil kunne bidra positivt til energieffektivisering i Norge.

Lovbestemmelsene trer i kraft når Kongen bestemmer, og det har foreløpig ikke skjedd. Følg med i kommende nyhetsbrev.

Ny kraftrasjoneringsforskrift ble vedtatt 19. desember 2023 og trådte delvis i kraft 1. januar 2024. Den nye forskriften inneholder flere bestemmelser som inngår i styringsmekanismen for forsyningssikkerheten, jf. omtalen ovenfor. Rapporteringsordningen om produksjon og forventet magasinfylling mv. er konkretisert i denne forskriften § 11. Forskriften omfatter nå bruk av virkemidler og tiltak før en eventuell kraftrasjonering i tillegg til regulering av kraftrasjonering.

Forskriften har blant annet til formål å bidra til at markedet får virke før, under og etter en kraftrasjonering, og at tiltakene som brukes for å håndtere knapphet og rasjonering er forholdsmessige og i størst mulig grad markedsmessige.

Den nye forskriften tydeliggjør ansvarsfordeling mellom aktører som omfattes av forskriften og har en rolle i knapphets- og rasjoneringssituasjoner. I tillegg inneholder den nye bestemmelser om valg av virkemidler. Et hovedprinsipp er at rasjoneringsmyndigheten skal legge til rette for at markedet kan fungere så lenge som mulig. I valg av virkemidler skal rasjoneringsmyndigheten vurdere hva som er minst inngripende i tillegg til hva som vil virke best, og så langt mulig bidra til at kraftrasjonering unngås eller varer så kort som mulig.

Viktige deler av forskriften (§§ 5 til 16 og § 27) har ennå ikke trådt i kraft – det gjelder hele kapittel 2 om ansvar og myndighet, og hele kapittel 3 om virkemidler og tiltak for håndtering av energiknapphet. En del av bestemmelsene i den gamle kraftrasjoneringsforskriften fra 2001 gjelder derfor fortsatt. Vi regner med at denne litt uoversiktlige forskriftssituasjonen vil gå over i forbindelse med ikrafttredelsen av styringsmekanismen for forsyningssikkerheten, jf. ovenfor.

NVE har nettopp ferdigstilt en oppdatert veileder til kraftrasjoneringsforskriften, publisert den 3. april 2024.  Se også Rapport nr 33/2023, hvor NVE oppsummerer høringen og kommenterer endelig forskriftstekst.

Tidsoppløsningen i balanseavregningen endres fra 60 minutter til 15 minutter i 2024. Statnett har allerede gjennomført tilpasninger i den felles nordiske balanseavregningen eSett og i Elhub. Overgangen til 15 minutters tidsoppløsning innebærer endringer i flere bestemmelser i avregningsforskriften, og en mindre endring i kontrollforskriften § 13-1.

Endringene har ifølge Reguleringsmyndigheten for energi (RME) et tredelt formål. For det første skal 15 minutters tidsoppløsning legge til rette for mer effektiv systemdrift i Norge, ved at markedsaktørene får insentiver til å planlegge seg i balanse innenfor hvert kvarter. For det andre er 15 minutters tidsoppløsning en forutsetning for at vi kan knytte oss til de nye europeiske balanseplattformene (MARI og PICASSO). For det tredje er Statnett pålagt å innføre 15 minutters balanseavregning i alle norske budområder innen 30. april 2024 i medhold av en EU-forordning (forordning 2017/2195 om fastsettelse av retningslinjer for balansering av elektrisk kraft).

Det fremgår av § 3-2 i avregningsforskriften at nettselskapene skal sørge for 15 minutters registreringsfrekvens i AMS-målere for produksjonsmålepunkt (all innmating unntatt plusskunder), for uttakspunkt i høyspenningsanlegg og for utveksling mellom nettavregningsområder – inkludert utveksling mot utlandet. Alle sluttbrukere i lavspentnettet beholder 60 minutters tidsoppløsning. Det er også verdt å merke seg enkelte terminologiske endringer som følge av dette, blant annet erstattes begrepet timemåling/timeavregning med intervallavregning. Det godt innarbeidede uttrykket justert innmatingsprofil forsvinner fra forskriften fordi det ikke lenger trengs med de nye reglene om avregning av profilavregnede målepunkter.

Endringene trådte i kraft 22. januar 2024, med unntak av to bestemmelser hvor endringen først trer i kraft 1. august 2024. RMEs Rapport nr 7/2023 inneholder oppsummering av høringen og kommentarer til forskriftsendringene.

Luftfartstilsynet har vedtatt endringer i forskrift om rapportering, registrering og merking av luftfartshinder som trådte i kraft 1. januar 2024. For vindkraftprodusenter er den nye bestemmelsen i forskriftens § 7a særlig interessant. Den åpner for at Luftfartstilsynet etter søknad fra hindereier (vindkraftprodusenten) kan godkjenne systemer for behovsstyrt tenning av hinderlys.

Vindturbiner som er 150 meter og høyere skal ha høyintensitets hinderlys av hensyn til flysikkerheten. Slike hinderlys er en betydelig kilde til lysforurensning, særlig om de lyser permanent. Behovsstyrt tenning av hinderlys innebærer at hinderlysene bare er tent når det er luftfartøy i nærheten av vindkraftverket, og kan være et viktig avbøtende tiltak for å redusere lokal lysforurensning. Det er imidlertid kostbart for produsentene. Forskriftsbestemmelsen inneholder forholdsvis strenge tekniske krav til slike systemer, blant annet at de må være utstyrt med både sekundærradarsystem og primærradarsystem i tillegg til transponderaktivering.

I høringen spilte flere kommuner inn at behovsstyrte hinderlys på vindkraftverk burde bli et obligatorisk krav, men Luftfartstilsynet konkluderte med at det bør være en godkjenningsordning etter søknad fra hindereier. Resonnementet er at fordelene med behovsstyrte lys ikke nødvendigvis oppveier den økte kostnaden; dette beror på hvor stort problem lysforurensning er ved det enkelte vindkraftverk.

Krav om behovsstyrte hinderlys kan likevel komme inn gjennom konsesjonsvilkår i anleggskonsesjoner fra NVE. Dette forutsetter at behovsstyring er et forholdsmessig avbøtende tiltak mot et aktuelt lysforurensningsproblem, og bransjen bør være bevisst på dette i kommende konsesjonsprosesser.

Les mer om forskriftsendringene på Luftfartstilsynets informasjonsside.

Dette lovforslaget innebærer at bakkemonterte solkraftverk vil bli behandlet på samme måte som landbaserte vindkraftverk. Det betyr kommunal vetorett og krav om områderegulering etter plan- og bygningsloven før NVE kan gi konsesjon etter energiloven. Forslaget ble sendt på høring i desember i fjor.

Høringen ble avsluttet 31. januar 2024, og det kom inn 74 høringssvar. Et hovedinntrykk fra høringen er at de fleste høringsinstanser er grunnleggende positive til endringsforslaget. Gode prosesser og lokal aksept av arealbruken fremheves som viktig for å unngå at bakkemontert solkraft skal bli like kontroversielt som vindkraft på land i sin tid ble.

Det blir likevel spennende å se om høringen vil føre til endringer i detaljene før forslagene legges frem for Stortinget i en lovproposisjon. Ikke minst har mange merket seg at NVE i sin høringsuttalelse sier rett ut at endringsforslagene gir risiko for mer tidkrevende og kompleks konsesjonsprosess. Dette går ikke godt sammen med Energikommisjonens anbefaling om “Mer av alt – raskere”. Både NVE og Fornybar Norge har fremhevet behovet for å sikre god koordinering av saksbehandlingsprosessene etter plan- og bygningsloven og energiloven, for å unngå unødvendig dobbeltbehandling og forsinkelser.

Interesserte lesere finner både høringsnotatet og de 74 høringssvarene på denne nettsiden.

I februar sendte RME et forslag til ny delingsordning for egenprodusert strøm til Energidepartementet. Forslaget innebærer endringer i avregningsforskriften § 3-12, og en ny § 3-13. Forslaget er omtalt på RMEs nettsider, og i RMEs Rapport nr. 1/2024. Vi oppsummerte forslaget slik i vårt nyhetsbrev fra uke 7:

Siden oktober 2023 har det vært mulig å dele egenprodusert fornybar strøm med andre nettkunder innenfor samme eiendom, begrenset til 1 MW maks kapasitet på produksjonsanlegget. Dette er særlig aktuelt for solkraft. Stortinget har gjennom flere vedtak bedt regjeringen lage en delingsordning som er tilpasset næringsområder og som gjør det mulig å dele egenprodusert strøm fra større anlegg. Nå foreslår RME en ny delingsordning som vil gjelde for produksjonsanlegg opp til 5 MW, og som åpner for deling med nettkunder på nabo- og gjenboereiendommer i tillegg til kunder på samme eiendom.

5 MW installert effekt tilsvarer et solkraftanlegg som dekker et takareal på nærmere 30 000 kvadratmeter. Den nye ordningen vil altså omfatte forholdsvis store solkraftanlegg. RME opplyser i forslaget at det største solkraftanlegget som finnes på bygg i dag er på 4,28 MWp.

En viktig begrensning i ordningen RME foreslår, er at det bare kan deles med nettkunder som har nettleie med marginaltapsbasert energiledd. I praksis betyr det at ordningen i hovedsak er aktuell for næringskunder med mer enn 100 000 kWh i årlig forbruk. Poenget med begrensningen er at delingsordningen ikke skal føre til omfordeling av nettkostnader. Delingsordningen skal ikke gi lavere nettleie til de som er med, på en slik måte at alle andre nettkunder får høyere nettleie. Denne begrensningen gjør at deling i mindre grad vil gi redusert nettleie. Gevinsten for de som inngår i en delingsløsning vil primært være at de slipper el-avgift på den kortreiste strømmen.

Den foreslåtte nye ordningen vil gjelde ved siden av og i tillegg til den eksisterende ordningen for deling fra anlegg opp til 1 MW innenfor samme eiendom. 1 MW-ordningen er særlig aktuell for borettslag og sameier, mens 5 MW-ordningen særlig vil være aktuell for næringsområder.

I februar leverte NVE en utredning til Energidepartementet med svar på et oppdrag om solkraft og annen lokal energiproduksjon. Oppdraget handlet blant annet om hva som skal til for å nå målet om 8 TWh solkraft innen 2030. Her fremmes forslag om å sette en effektgrense på 5 MW for at solkraftverk skal være konsesjonspliktige etter energiloven.

I dag er det konsesjonsplikt for bygging av solkraftanlegg hvis anlegget utløser behov for å etablere høyspenningsanlegg (1 kV) for å få kraften ut på nettet. Bransjen har pekt på at denne grensen er uheldig og gir mer omfattende saksbehandling enn nødvendig.

NVE har derfor foreslått en endring i energilovforskriften § 3-1 som innebærer at solkraftverk med en installert effekt på inntil 5 MW ikke er konsesjonspliktig. For anlegg under denne effektgrensen vil det være tilstrekkelig med kommunal saksbehandling etter plan- og bygningsloven, mens anlegg over grensen må ha anleggskonsesjon etter energiloven.

Videre foreslår NVE at det også bør innføres en tilknytningsplikt for det lokale nettselskapet for produksjon til og med 22 kV. Ellers vil utbyggeren være ansvarlig for solkraftverkets tilknytning til nettet, noe som utløser konsesjonsplikt etter energiloven. Gevinsten ved å være unntatt konsesjonsreglene vil være begrenset dersom etablering av ledningen uansett er konsesjonspliktig.

Se også omtale av forslaget på NVEs nettsider.

Den 11. mars 2024 publiserte RME en rapport fra THEMA Consulting som utforsker hvordan effekt og kundenes forbruk kan tas inn i reguleringsmodellen for beregning av nettselskapenes inntektsrammer. RME ønsker innspill på rapporten, som vil bli brukt i videreutvikling av inntektsrammereguleringen. Initiativet er omtalt på RMEs nettsider, og fikk også behørig omtale i vårt nyhetsbrev fra uke 12:

Reguleringsmyndigheten for energi (RME) ønsker å inkludere effekt og forbruk i beregningen av nettselskapenes inntekter, samt se på hvordan effektdistanse kan beregnes i et masket nett. Dagens inntektsrammemodell tar ikke hensyn til om nettet er masket eller radielt. Målet er å tilpasse modellen for beregning av nettselskapenes inntektsramme til et fremtidig kraftsystem, og gi en mer nøyaktig representasjon av nettselskapenes arbeid og utfordringer.

Inntektsreguleringen er utformet for å motivere nettselskapene til å oppfylle kravene på en kostnadseffektiv måte. Dette er viktig fordi en regulert monopolist, som automatisk får dekket alle sine utgifter, ikke nødvendigvis vil være motivert til å drive kostnadseffektivt.

RME har engasjert THEMA Consulting Group til å undersøke hvordan oppgavevariabelen effektdistanse kan beregnes i et masket nett. Flere beregningsmetoder for fastsetting av effektflyt er evaluert, og det anbefales å bruke normaldelet som nettselskapene bruker i nettdriften i første omgang. På kort sikt setter tilgang til data i et standardisert format begrensninger for hvilke beregningsmetoder som kan brukes. I andre omgang anbefales det å bruke minimum spenntre, og i tredje omgang å beregne minimum effektdistanse.

Rapporten konkluderer med at det er teknisk mulig å gjennomføre effektflytberegninger i regionalnettet, men at oppgavevariabler basert på effektflyt bør kun benyttes for geografisk avgrensede områder med én netteier. Alle de evaluerte beregningsmetodene krever datahåndteringsverktøy som er mer omfattende enn det som kreves for beregning av dagens oppgavevariabler. Det er stor usikkerhet knyttet til hvor ressurskrevende datahåndtering og kvalitetssikring vil være for nettselskapene. For å komme videre vil RME jobbe sammen med bransjen for å utvikle de nødvendige metodene.

Disse endringene kommer i en tid der omstilling og elektrifisering forventes å øke selskapenes aktivitetsnivå og kostnader. Det er viktig at reguleringen reflekterer disse nye utfordringene og gir selskapene de riktige insentivene til å tilpasse seg.

RME jobber for å få til raskere tilknytningsprosesser, og publiserte i slutten av februar en THEMA-rapport om mulige incentivmekanismer for å belønne nettselskaper som er raske med å gi kunder nettilknytning. RME ønsker innspill til rapporten innen 1. mai 2024. RME fremhever at det har kostnader for samfunnet at produsenter og uttakskunder må vente på nettilknytning, og at en god incentivmekanisme vil føre til at nettselskapene selv må forholde seg til en del av disse kostnadene.

Rapporten anbefaler at RME arbeider videre med mulige nye incentivmekanismer basert på tidsbruk, f.eks. tiden det tar fra en kunde ber om nettilknytning til selskapet gir tilbud om tilknytning, og fra tilbud til gjennomført tilknytning. Incentivmekanismene kan gå ut på at nettselskaper får økt inntektsramme hvis de presterer bedre (er raskere) enn forventet, eventuelt i kombinasjon med redusert inntekt hvis de presterer dårligere. Rapporten anbefaler også å gå videre med omdømmemålinger basert på input fra kunder og andre som har vært involvert i tilknytningsprosesser. Omdømmebaserte incentiver kan særlig være aktuelt for Statnett og store regionalnettselskaper, hvor tilknytningsprosessene er så varierte og komplekse at standardiserte incentiver basert på tidsbruk passer dårlig.

Les mer på RMEs nettsider, hvor du også finner THEMA Consultings rapport.

RME har analysert prissikringsmulighetene i det finansielle kraftmarkedet, og har gjennomført en spørreundersøkelse for å kartlegge markedsaktørenes behov for prissikring. Konklusjonen er at prissikringsmulighetene i norske budområder ikke er tilstrekkelige. Den 16. februar 2024 ga RME derfor Statnett et pålegg om å utrede tiltak for å bedre prissikringsmulighetene. Tiltakene skal være nasjonale, og omfatte alle norske budområder.

I likhet med mange andre regulatoriske prosesser i kraftmarkedet, har også denne sammenheng med EU-regler. FCA-forordningen (forordning (EU) 2016/1719 om fastsettelse av retningslinjer for langsiktig kapasitetstildeling) krever at reguleringsmyndigheten vurderer prissikringsmulighetene i det finansielle kraftmarkedet. Hvis konklusjonen er at prissikringsmulighetene ikke er gode nok – som i Norge – er standard verktøy at transmisjonssystemoperatøren (TSO) utsteder såkalte langsiktige transmisjonsrettigheter mellom budområder. FCA-forordningen åpner imidlertid for at det ikke utstedes slike langsiktige transmisjonsrettigheter, hvis andre egnede langsiktige prissikringsmuligheter gjøres tilgjengelig for markedet. Vedtaket Statnett nå har fått sier at Statnett ikke skal utstede langsiktige transmisjonsrettigheter, men i stedet utrede alternative tiltak og sende utredningen til RME innen 6 måneder. Fristen er dermed 16. august 2024.

Les mer om saken på RMEs nettsider, hvor du også finner selve vedtaket og RMEs Rapport 2/2024 “Analyse av prissikringsmuligheter i norske budområder”.

Fornybardirektivet fra 2009 er innlemmet i EØS-avtalen og norsk rett, men vi har ennå ikke innlemmet fornybardirektiv II fra 2018, som er en del av EUs fjerde energimarkedspakke (ren energi-pakken). Og mens vi venter, har EU den 18. oktober 2023 vedtatt ytterligere en ny revisjon av direktivet som ledd i RePowerEU-planen.

Det er flere ting ved 2023-direktivet som er interessant fra et norsk perspektiv. For det første er det selvsagt interessant at 2030-målet om fornybarandel i EUs totale energiforbruk er økt fra 32 % til 45 %. Enda mer interessant er de sterke virkemidlene som 2023-direktivet innfører for å nå dette målet. Vi nevner særlig at medlemslandene innen 21. mai 2025 skal utføre en kartlegging av områder på land og til sjøs hvor fornybar energi og tilhørende infrastruktur kan bygges ut for å nå 2030-målene. Videre skal EU-landene innen 21. februar 2026 sørge for at det vedtas planer som peker ut akselerasjonsområder for fornybar energi (“renewables acceleration areas”) innenfor disse kartlagte områdene, hvor utbygging av fornybar energi antas å ikke ha vesentlige negative miljøvirkninger. Dette følger av ny artikkel 15b og 15c i direktivet.

I tillegg oppstilles det i artikkel 16 krav til statenes organisering av konsesjonsprosessen, blant annet med tidsfrister for saksbehandlingen, digitalisering av søknadsprosess, krav til veiledning og regulering av klagebehandling. Artikkel 16a pålegger medlemslandene plikt til å sikre at konsesjonstildeling ikke tar mer enn 12 måneder fra komplett søknad er levert til beslutningen er fattet, når det er søkt om konsesjon innenfor et akselerasjonsområde. For offshore-prosjekter (havvind) kan prosessen ta to år. Disse fristene kan forlenges med inntil seks måneder når det er godt begrunnet i ekstraordinære forhold, men ligger ellers fast. For fornybarprosjekter utenfor akselerasjonsområdene, skal konsesjonsprosessene ikke ta mer enn to år, og tre år for offshore-prosjekter.

Med reaksjonene på nasjonal vindkraftramme friskt i minne, er det grunn til å anta at det kan bli høyt politisk konfliktnivå om utpeking av akselerasjonsområder for fornybar energi i Norge, i alle fall på land. Det blir spennende å følge med på videre prosess med innlemmelse av direktivet i EØS-avtalen og i norsk rett.

Fornybardirektivet 2023 er sendt på høring av Energidepartementet 26. januar 2024. Høringsfristen er utsatt til 19. april 2024. Departementet publiserte et EØS-notat om det reviderte direktivet 16. mars 2023 mens det ennå var på forslagsstadiet. Energi og klima publiserte for øvrig en interessant artikkel 22. mars 2024 hvor det hevdes at Norge vurderer å “hoppe over” fjerde pakke og gå rett på de siste direktivene.

Nytt energieffektiviseringsdirektiv av 20. september 2023 (EED 2023) erstatter tidligere direktiver fra 2012 og 2018. EED 2023 er EØS-relevant, og ble sendt på høring av Energidepartementet den 16. januar 2024, med frist 12. mars 2024. Et EØS-notat ble offentliggjort 11. mars 2024.

Det nye direktivet øker EUs energieffektiviseringsmål, med et mål om 11,7 % reduksjon i energibruk i EU i 2030 sammenlignet med 2020-referansescenariet. Det forsterker kravene til energieffektivitet i medlemslandene, og krever at hvert land fastsetter nasjonale energieffektiviseringsbidrag. Direktivet fremhever og styrker det såkalte energieffektivisering først-prinsippet. Prinsippet innebærer at energieffektiviseringsløsninger må vurderes eksplisitt i flere sammenhenger, blant annet ved beslutninger og godkjennelser av større infrastrukturtiltak innen energisektoren og andre sektorer som har stort energiforbruk (eksempelvis bygninger, transport, datasentre og jordbruk).

Direktivet innebærer videre strengere krav til offentlig sektor om effektivisering av egen energibruk og vektlegging av hensyn til energieffektivitet i offentlige anskaffelser. I tillegg innebærer direktivet også forpliktelser for private bedrifter med stort forbruk, blant annet til gjennomføring av energiledelse og energikartlegging hvert fjerde år. Bestemmelser om energikartlegging for store foretak er nylig innført i energiloven, jf. omtale ovenfor. Datasentre med forbruk over 500 kW pålegges årlig offentliggjøring av informasjon om blant annet eierskap, areal, installert effekt og strømforbruk.

Endelig nevner vi at direktivet inneholder bestemmelser som styrker forbrukeres rettigheter, blant annet i forbindelse med måling, avregning og levering av varme, kjøling og varmt tappevann.

Gulating lagmannsrett avsa den 22. mars 2024 dom i en ankesak mellom Dalane Kraft AS og fire grunneiere i Eigersund kommune som gjaldt tolkningen av avtaler om salg av fallrettigheter (LG-2023-128067). Avtalene ble inngått på slutten av 1990-tallet og ga grunneierne vederlag for fallrettighetene etter naturhestekraftmetoden, til vesentlig lavere verdi enn fallrettigheter omsettes og leies ut for i dag.

Avtalene inneholdt klausuler om at grunneierne kunne kreve tilbakeføring av rettighetene dersom kraftselskapet ikke “innen 18 år har bygd ut området eller det er muligheter for utbygging innen de neste fem årene”. Grunneierne mente disse klausulene ga dem rett til tilbakeføring av fallrettighetene. I 2022 krevde de tilbakeføring og inngikk nye avtaler med Småkraft AS hvor fallrettighetene ble leid ut for 60 år. Småkraft opptrådte som partshjelper for grunneierne og dekket grunneiernes kostnader til rettsprosessen.

Dalane Kraft fastholdt at grunneierne hadde solgt fallrettighetene på slutten av 1990-tallet, og at den tilbakeføringsretten som avtalene åpnet for, var foreldet. Lagmannsretten fant tolkningsspørsmålene tvilsomme, men flertallet kom frem til – som tingretten – at tilbakeføringsretten var foreldet. Dommen innebærer at Dalane Kraft har fallrettighetene i behold, og at grunneiernes nye avtale med Småkraft ikke kan gjennomføres.

Saken viser at verdiutviklingen på fallrettigheter kan gjøre det attraktivt for grunneiere å forsøke å komme ut av gamle fallrettsavtaler. Vi har grunn til å tro at det ikke er siste gang vi ser at utbyggerinteresser aktivt bidrar i slike prosesser for selv å komme i posisjon til å leie rettighetene.

Vi gjør for ordens skyld oppmerksom på at dommen ikke er rettskraftig, og at Wiersholm representerte Dalane Kraft i saken.

Tibber Norge AS (Tibber) ble den 2. februar 2024 ilagt et overtredelsesgebyr på 8 millioner kroner for brudd på reglene om forskuddsfakturering i avregningsforskriften § 7-1b. Bakgrunnen for saken er at Tibber høsten 2022 gikk over fra vanlig etterskuddsvis fakturering til forskuddsfakturering av kundene. Dette ble gjort i en situasjon hvor kraftprisene i mange prisområder steg voldsomt, slik at etterskuddsvis fakturering ble mye mer krevende likviditetsmessig enn tidligere.

Det er ikke forbudt å forskuddsfakturere strømkunder, heller ikke forbrukere. Men det er klare og ganske strenge regler i avregningsforskriften for hvordan forskuddsfaktureringen skal gjøres. Den praktiske utfordringen når man forskuddsfakturerer spotpriskunder (som Tibbers kunder), er at man ikke vet hvor stort forbruket blir i fakturaperioden, og man vet heller ikke hva spotprisen blir. Man må derfor bruke estimater både på volum og pris. Dersom det var helt opp til leverandørene hvordan dette gjøres, ville forbrukerne vært svært utsatt.

Forskriftsreguleringen definerer derfor hvilket volum man skal bygge på (Elhub-tall for forbruket i samme målepunkt samme periode året før) og hvilken pris som maksimalt skal benyttes (en nærmere angitt stengningspris for en systempriskontrakt i det finansielle markedet).

Tibber valgte høsten 2022 å bruke andre prinsipper for beregning av volum, og brukte volumvektede områdepriser for foregående måned i stedet for prisen i systempriskontrakter på Nasdaq.

RME konstaterer i vedtaket at Tibber dermed brøt forskriftens regler om forskuddsfakturering. Videre beregnet RME at Tibber hadde en økonomisk fordel ved å benytte områdepriser i stedet for de prisene forskriften legger opp til.

I vurderingen av om overtredelsesgebyr skulle ilegges, kom RME til at Tibber “bevisst etablerte og benyttet en metodikk for å forskuddsfakturere forbrukerne som var i strid med gjeldende regelverk”. RME la derfor til grunn at overtredelsen var forsettlig og at bruk av høyere pris enn forskriftens pris var en alvorlig overtredelse. Det ble derfor fastsatt et overtredelsesgebyr på 8 millioner kroner, som er det høyeste overtredelsesgebyret som er ilagt etter energiloven til nå. Uttalelser fra Tibber-sjef Edgeir Aksnes til NRK tyder på at selskapet har akseptert gebyret og at RMEs vedtaket ikke er påklaget.

For nærmere informasjon, se vedtaket eller RMEs nyhetssak.

I sak 2023/1065 mot Bærum Energiomsetning AS, klargjør Energiklagenemnda hvilken dokumentasjon som kreves for at en strømkunde har samtykket til å bytte kraftleverandør.

Nemnda opprettholdt RMEs vedtak av 11. oktober 2023 hvor det ble fastslått at Bærum Energiomsetning hadde begått flere brudd på avregningsforskriften ved gjennomføring av leverandørbytte for strømkunden Øyne Camping AS. Leverandørbyttet ble gjort etter telefon- og sms-kontakt mellom strømkunden og selskapet Strømstøtte AS, som formidlet tilbud til kunden om ny kraftleveringsavtale med Bærum Energiomsetning. Avgjørelsen bekrefter at RME har kompetanse til å vurdere om det er gitt gyldig samtykke til leverandørbytte. Etter å ha vurdert et fremlagt lydklipp fra telefonsamtale samt SMS-utskrifter, kom nemnda til at aktøren Strømstøtte AS ikke hadde tilstrekkelig dokumentasjon på at det var avtalt at Strømstøtte AS kunne representere strømkunden utad og inngå kraftleveringsavtale på kundens vegne. Saken viser at RME både har vilje og kompetanse til å etterprøve aggressive salgsmetoder og markedspraksis som kan oppfattes som tvilsom – også når kunden ikke er en forbruker, men en næringskunde.

Energiklagenemnda avgjorde den 21. mars 2024 sak 2024/0108 som gjelder anleggsbidrag ved tilknytning av Salhuselva kraftverk. RMEs vedtak ble opprettholdt, og Clemens Kraft AS må betale anleggsbidrag fullt ut. Vedtaket er foreløpig ikke publisert.

Avgjørelsen gir bidrag til forståelsen av reglene om anleggsbidrag på tre punkter: Det første gjelder grunnvilkåret i kontrollforskriften § 16-1 om at de nettinvesteringene det kreves anleggsbidrag for må være “utløst” av nettkunden, det andre gjelder forståelsen av vilkåret “eneste bruker” i forskriftens § 16-8 (kundespesifikke anlegg), og det tredje gjelder overgangsregelen for anleggsbidrag i masket regional- og transmisjonsnett i forskriftens § 16-12.

Til det første: Nemnda bygger på at nettselskapet har forholdsvis stor frihet til valg av konkret nettløsning for en tilknytning, og at nettselskapet i valg av tilknytningsløsning må ta hensyn til hva som er nødvendig for å sikre forsvarlig drift av nettet og overholdelse av leveringskvalitetskrav også etter den nye tilknytningen. Friheten er imidlertid ikke absolutt; forskriftens ordlyd “utløst” (av kunden) innebærer rettslige skranker for hvilke kostnader som kan kreves dekket ved anleggsbidrag. Nettselskapet må kunne “dokumentere et reelt behov for løsningen de har valgt” (avsnitt 80).

Til det andre: Nemnda kom etter en konkret vurdering til at nettselskapet i tilstrekkelig grad hadde dokumentert at klager var “eneste bruker” av nettanlegget, slik at hele anleggskostnaden kunne kreves inn som anleggsbidrag. Kunden nådde ikke frem med argumenter om at de aktuelle nettanleggene ikke kunne være kundespesifikke fordi tilknytningen for flere kunder enn kraftverket ville bli påvirket ved utkobling. Nemnda mente at kundens forståelse ville føre til at “svært få, om noen, nettanlegg på dette nivået” ville være omfattet av § 16-8, og at vurderingstemaet er om det er sannsynlig at andre kunder vil bli tilknyttet nettanlegget eller får økt kapasitet (avsnitt 98). Det var sannsynliggjort at det tekniske tilknytningssystemet i tilknytningspunktet utelukkende var etablert for innmating fra Salhuselva kraftverk, bare vil bli brukt av kraftverket, og at ingen andre kunder blir tilknyttet eller får økt kapasitet som følge av investeringene (avsnitt 99).

Det tredje tolkningspørsmålet om overgangsregelen i § 16-12 vil trolig ikke oppstå igjen i fremtiden, det gjaldt forståelsen av tidsfristen i bestemmelsens første ledd bokstav a; at kunden har fått “nødvendig konsesjon” før 1. juli 2018. Nemnda kom til at dette må vurderes ut fra gjeldende aktive konsesjoner på skjæringstidspunktet – ikke eventuelle tidligere gitte konsesjoner.

Mandag 18. mars åpnet Regjeringen Norges første auksjon for tildeling av areal til storskala havvindproduksjon. Auksjonen varte i to og en halv dag, mye lenger enn de fleste hadde forventet. Vinneren av auksjonen ble Ventyr SN II AS, et konsortium bestående av belgiske Parkwind og nederlandske Ingka (riktignok med svenske IKEA-røtter). Det norske selskapet NorSea Group, eid av Wilh. Wilhelmsen, er med som strategisk industriell samarbeidspartner til konsortiet – og dermed er det gode muligheter for norske leverandørkjeder med tilhørende norsk verdiskaping. Det har i etterkant kommet frem at den andre budgiveren i “budkrigen” var konsortiet Equinor og RWE.

En av karakteristikkene ved den benyttede formen “engelsk auksjon” er at den i realiteten gir en pris basert på hvor langt tapende “finalist” akkurat ikke er villig til å strekke seg. Hvor mye lavere Ventyrs smerteterskel lå enn vinnerbudet på 115 øre/kWh får vi derfor sannsynligvis aldri vite. Uansett er auksjonen og tildelingen av areal for opptil 1500 MW på Sørlige Nordsjø II en stor milepæl, særlig sett i lys av de mange dystre spådommene på forhånd.

Den største jobben gjenstår imidlertid fortsatt. Første steg er endelig vedtak om arealtildeling og signering av differansekontrakten. Deretter følger prosessen for fastsettelse av program for Ventyrs prosjektspesifikke konsekvensutredning og gjennomføringen av konsekvensutredningen, før Ventyr kan søke endelig konsesjon for havvindparken. Etter konsesjonsvedtak, samt innsendelse og godkjenning av detaljplan, skal det fattes investeringsbeslutning før selve byggearbeidet kan starte. Det er derfor fortsatt flere milepæler som gjenstår og en god stund til det leveres strøm i ilandføringspunktet i Kvinesdal enda.

Fredag 22. mars, få dager etter avsluttet auksjon på Sørlige Nordsjø II, varslet Regjeringen samtidig en lengre forsinkelse av utlysningen av prosjektområdene på Utsira Nord. Regjeringens nye tidslinje er at områdene vil kunne tildeles i 2025, etter at ESA har godkjent statsstøtteordningen for disse områdene på Utsira Nord.

Det gjenstår å se om tildelingen av prosjektområder på Utsira Nord vil slås sammen med den allerede varslede tildelingsrunden i 2025, eller om dette vil være separate arealtildelinger. Det er samtidig verdt å merke seg at Regjeringen varsler at de statsstøtteavklaringene som foretas nå også skal innebære en felles avklaring for områdene som er aktuelle for flytende havvind i 2025-runden.

Regjeringen har uansett varslet at det før sommeren 2024 vil gjennomføres offentlig høring om støtteberettigelse og de viktigste parameterne for støttetildelingen. Hvorvidt dette innebærer at det også kan komme endringer i de tidligere publiserte tildelingskriteriene for Utsira Nord er ikke klart.

Les mer om Sørlige Nordsjø II-auksjonen og Utsira Nord-utsettelsen på Regjeringens nettsider. Sakene er også omtalt i Europower og DN.

Direktoratet for samfunnssikkerhet og beredskap (DSB) ga den 5. mars 2024 Yara Clean Ammonia samtykke til bygging av bunkringsanlegg for ammoniakk ved Fjord Base i Florø. Samtykket er gitt i medhold av forskrift om håndtering av farlig stoff § 17. Interessen for ammoniakk som dekarbonisert drivstoff er stor, men den siste biten i puslespillet, fra produksjonsanlegget til fartøyet, har manglet.

Den planlagte terminalen er en del av Yara Clean Ammonia og Azanes plan om å gjøre ammoniakk med lavt utslipp tilgjengelig for skipsfart gjennom å bygge ut et nettverk av terminaler i Skandinavia.

Enova planlegger anbudskonkurranser for ammoniakkdrevne skip i form av «Ammoniakk i fartøy» støtteprogrammet, som innebærer støtte på opptil 80 prosent av den ekstra investeringskostnaden for det grønne fartøyet sammenliknet med det fossile. I løpet av høsten 2024 vil Enova også lansere et program for investeringsstøtte til infrastruktur for mottak, lagring og bunkring av ammoniakk for maritim transport. Også denne utlysningen vil gjennomføres som en konkurranse, og med mulighet for støtte på opptil 80 prosent av investeringskostnadene.

Samlet sett er dette viktige steg i retning av å etablere de første fungerende verdikjedene for ammoniakk i Norge. Les mer om saken hos NTB.

Statnett kunngjorde den 15. mars 2024 at selskapet tar grep for at ny strømproduksjon enklere og raskere kan knyttes til strømnettet. Dette skjer ved at terskelen for når en tilknytningssak må avklares med Statnett økes fra 1 til 5 MW også for tilknytning av ny produksjon. Et tilsvarende grep ble gjort for tilknytning av forbruk på slutten av fjoråret, ved at Statnett endret definisjonen av vanlig forbruk – hvor lokalt nettselskap kan gi tilknytning uten godkjenning fra Statnett – til forbruk opp til 5 MW.

Endringene gjør at det lokale nettselskapet selv får håndtere hele tilknytningssaken, og det blir mindre byråkrati forbundet med mange små produksjonstilknytninger. Dette er særlig aktuelt for solkraftverk, men omfatter potensielt også mange småkraftverk. Statnett presiserer at den gamle 1 MW-grensen for tilknytning av ny produksjon beholdes enkelte steder i transmisjonsnettet frem til nødvendige oppgraderinger er gjort. Det er derfor inntil videre gjort unntak for 15 navngitte transmisjonsnettstasjoner, men det nye regimet gjelder over 90 prosent av Statnetts trafostasjoner.

Les mer om saken i Europower og hos Statnett.