Raskere konsesjonsbehandling

I dag tar det ofte 7–14 år å bygge ut en kraftlinje. NOU 2022:6 Nett i tide – om utvikling av strømnettet foreslo derfor flere grep for å redusere ledetiden til 6–8 år. Noen av tiltakene utredningen fremmet, var større grad av parallellbehandling i konsesjonsprosessene, å ta i bruk hurtigspor, digitalisering, betingede anleggskonsesjoner, innføring av frister og standardisering av tilknytningsprosessen.

Forslagsstillerne viser til Dokument 8:54 S (2024–2025) fra representanter fra Høyre om raskere konsesjonsbehandling og mer kraft, hvor forslagsstillerne tok til orde for en større reform av konsesjonssystemet, der konsesjonsbehandlingen effektiviseres betydelig uten at det går på bekostning av grundighet i behandlingen, gode miljøundersøkelser og medvirkning. Forslag representanter fra Høyre har bedt om at bør vurderes i en slik reform, er blant annet:

• Vurdere tiltak som bør fritas fra konsesjon etter energi- og vassdragslovgivningen, for eksempel utvidelser som skal gjennomføres på eksisterende nettanlegg, og som i liten grad berører naboer, m.m.

• Økt brukt av hurtigspor, for eksempel kan mindre kontroversielle linjesaker også omfattes, og ikke bare transformatorstasjoner.

• Økt politisk prioritering av avklaringer av klager og innsigelser i Energidepartementet.

• Innføre tidsfrister for konsesjonsbehandlingen sammen med omforente fremdriftsplaner. Det må være en tydelig prioritering av saker, rask tildeling av saksbehandling og frister for trinnene i konsesjonsprosessen.

• Innføre føringer i tildelingsbrevet til NVE om at saksbehandlingstiden skal bli kortere, og at NVE skal rapportere spesifikt om saksbehandlingstid.

• Raskere digitalisering av konsesjonsprosessene.

• Bedre veiledning fra NVE til utviklere, planmyndigheter, kommuner og andre berørte parter.

• En større samordning av tillatelser etter ulike sektorlovgivninger, blant annet fra etater som Mattilsynet, Luftfartstilsynet, Mineraldirektoratet og Miljødirektoratet.

• Tydelige styringssignaler til etater og direktoratet om at utbygging av kraftnett og fornybar energi er en vesentlig samfunnsinteresse som må vektes tungt i arealpolitikk.

• At det tydeliggjøres i de statlige planretningslinjene at hensynet til fornybar energi og kraftnett er en vesentlig samfunnsinteresse, og at kommunene må legge til rette for mer energi.

• Ta i bruk parallell behandling i større grad og redusere tiden saker ligger i ro mellom ulike saksbehandlere og instanser.

Det bør også vurderes hva som i det hele tatt trenger konsesjonsbehandling, hvem som eventuelt kan behandle mindre konsesjonssaker, og hvilke prosesser som kan forenkles eller fritas ny konsesjonsbehandling, f.eks. i regionalnettet. Et eksempel kan være å utrede fritak fra konsesjonsplikt der linjene som oppgraderes eller fornyes, bygges ut i samme trasé eller samme avgrensede område. Det er viktig at man måler tidsbruk i alle ledd i konsesjonsbehandlingen og innfører frister også til myndighetenes saksbehandlingstid. Tydeligere styringssignaler fra politisk hold om at tempo må opp i konsesjonsbehandlingen, er nødvendig. Herunder bør man vurdere å gi tydeligere føringer om blant annet valg av kablingsstrategi, altså i hvilke tilfeller man i hovedsak bør bygge nett med luftlinjer, og i hvilke tilfeller man bør bygge jordkabler.

Erfaringer med KVU-ordningen, som innebærer at konseptvalgutredninger (KVU) for nye, store kraftledninger må kvalitetssikres eksternt og behandles av myndighetene før den ordinære konsesjonsprosessen kan starte, blir også omtalt av NOU 2022:6. Selv om regjeringen har avviklet kravet om ekstern kvalitetssikring og myndighetsbehandling av konseptvalgutredninger, er det er fortsatt mulig å vurdere om øvrige deler av konseptvalgutredningsprosessene kan sees i sammenheng med Statnett sitt arbeid med områdeplaner og erfaringene derfra. I en tid hvor det skal investeres mye i nett, er det viktig å samordne reguleringsplaner og utviklingsplaner på tvers av stat, fylker og kommuner. Det kan også tenkes at man i større grad burde samordne seg på tvers av kommuner i ulike regioner – om kritisk infrastruktur og næringsutvikling, kraftutbygging og nytt kraftforbruk, f.eks. slik man har gjort i Haugaland næringspark. Det kan også vurderes om kraftnett til næringsparker bør ha en egen hurtigsporordning som gir dem prioritet i saksbehandlingen.

Støre-regjeringen innførte i starten av 2025 såkalte modenhetskriterier for reservasjon av nettkapasitet. En kritikk av denne ordningen er at den i for stor grad premierer datasentre som enklere kan tilfredsstille disse kriteriene enn f.eks. tradisjonell industri. Samtidig opplever man at etterspørselen etter å få bygge datasenter i Norge er veldig stor. Digitalisering er kommet for å bli – og er en motor for verdiskaping og vekst. Den digitale infrastrukturen er også en del av beredskapen og Norges nasjonale suverenitet. Dataindustri og kunstig intelligens kan gi stor verdiskaping over tid – hvis man bygger kompetanse og infrastruktur – og regulerer næringen forutsigbart og klokt.

Forslagsstillerne merker seg også at datasentre nå står for store deler av den reserverte nettkapasiteten i Norge. Ifølge blant annet NVE er datasentre en av sektorene som er ventet å bidra mest til vekst i kraftforbruk fremover. I NVEs langsiktige kraftanalyse for 2025 anslår de en vekst i kraftforbruk fra datasentre på totalt 3,5 TWh over de neste fem årene til 2030 (NVE Rapport nr. 15/2025 Langsiktig kraftmarkedsanalyse 2025. Energiomstilling i urolige tider). Forslagsstillerne mener en bør unngå å fortrenge eksisterende industri og finne en bærekraftig balanse med kraft, nett og natur. Man må også sikre at verdiskapingen blir betydelig – både nasjonalt og lokalt, med arbeidsplasser og ringvirkninger. Det bør derfor jobbes mer med hvordan den sterke økningen i behovet for kraft til datasentre skal håndteres.

I sum er det behov for å evaluere modenhetskriteriene Støre-regjeringen har innført. Utgangspunktet i dag er at en har en tilknytningsplikt, der alle som søker og har konkrete planer for hvordan de skal bruke strømmen, har rett på å få koblet seg på nettet – mot eventuelt å betale et anleggsbidrag for utbygging av tilknytningen. Dette er nedfelt i energiloven.

Strømnettutvalget (NOU 2022:6 Nett i tide) advarer mot å politisere kriterier for prioritering av kraft. Det bryter blant annet med prinsipper om nøytralitet og ikke-diskriminering i energiloven. Forslagsstillerne mener samtidig det er behov for å vurdere nærmere hvordan kraften tildeles til større forbrukere, all den tid det er lite villighet blant mange til å bygge ut mer billig, fornybar kraft. Forslagsstillerne mener dermed det bør utredes et generelt og teknologinøytralt, nasjonalt konsesjonssystem for større kraftforbruk, inkludert vurderinger av hvordan et slikt system kan innrettes, og fordeler og ulemper med et slikt system.

Justering av inntektsrammemodellen og forskuddsvis utbygging

Det norske kraftnettet er bygget ut med tre spenningsnivåer og er organisert slik at ulike aktører eier og har ansvar for de ulike nivåene. Transmisjonsnettet har det høyeste spenningsnivået på enten 300 eller 420 kV, og det er Statnett som eier og drifter dette. Dette kalles på engelsk «Transmission system operator» eller TSO. Nivåene under er regionalnettet på 33–132 kV og distribusjonsnettet på 22 kV eller lavere. På disse nivåene er det de regionale og lokale nettselskapene som eier og drifter nettene, og som har det som kalles DSO-rollen, eller «Distribution system operator» på engelsk. Vanlig strømforbruk for husholdninger, bedrifter og småindustri er vanligvis tilknyttet distribusjonsnettet, mens større produksjonsanlegg, kraftintensiv industri eller petroleumsvirksomhet gjerne er tilknyttet regional- eller transmisjonsnettet.

Å eie og drifte kraftnett er det man kaller et naturlig monopol, og derfor eies disse av det offentlige, og inntektene blir deres. Hvor mye nettleie de kan ta, reguleres gjennom den såkalte inntektsrammemodellen.

Overordnet har inntektsrammemodellen fungert godt for å legge til rette for effektiv drift av nettet, men den er ikke laget for å effektivt fasilitere en periode med store investeringer og endringer som vi nå har foran oss. Justeringer bør derfor vurderes. I stort bør man tilstrebe å bevare hovedprinsippene i inntektsrammen og det som har fungert godt, men også vurdere tiltak som gir nettselskapene større incentiv til å bygge ut forskuddsvis, slik blant annet Energikommisjonen har tatt til orde for. Dette kan være spesielt aktuelt i områder med eksisterende infrastruktur eller f.eks. til næringsparker.

Et forslag som både Energikommisjonen (NOU 2023:3 Mer av alt – raskere. Energikommisjonens rapport), Nakstad-utvalget (NOU 2022:6 Nett i tide – om utvikling av strømnettet) og senere Reguleringsmyndigheten for energi (RME) har løftet, er å gi nettselskapene større kostnadsdekning for tidlig utredning, slik at man kan avklare eventuelle problemer tidligere, og slik at kundene kan få nettilknytning raskere.

Både Energikommisjonen og Statnett selv har tatt til orde for at Statnetts mandat bør tydeliggjøres, slik at de kan ligge i forkant av nettinvesteringer. For å tydeliggjøre rammene Statnett skal jobbe mot, bør politikerne ikke bare gi sin tilslutning til deres nettverksplan, men også vurdere å sette konkrete måltall på hvor mye kraft som forventes produsert og forbrukt frem i tid.

Som nevnt vil det fremover av flere grunner være et økt investeringsbehov i kraftnettet. Dersom det skal dekkes inn gjennom eksisterende modell, betyr det at nettleien vil gå opp betydelig. Det skyldes blant annet økt innfasing av ny og uregulerbar kraftproduksjon og oppgradering av gammelt nett. Det bør kartlegges hvor store investeringer som trengs i kraftnettet fremover, utslagene i nettleien og hvordan dette best kan håndteres. Herunder bør man også vurdere om noen av investeringene kan telles inn mot NATO-målsettingene om investeringer i militærrelevant infrastruktur.

Utnytte eksisterende kraftnett bedre

Utover å bidra til raskere konsesjonsprosesser er digitalisering av selve nettinfrastrukturen en viktig forutsetning for å kunne drifte nettet med mindre marginer og øke fleksibiliteten.

I en tid hvor kraftsystemet skal integrere mer distribuert og variabel produksjon og større effektbehov og variasjon i forbruk, er det desto viktigere å kunne vite hva de faktiske forholdene i nettet er. For eksempel gjør uregulerbar kraft fra sol på hustak og en stadig større andel elbiler som skal lade, at den fysiske kraftflyten i nettet blir mer komplisert. Kraft i seg selv er en matematisk kompleks størrelse, og både spenningen i nettet og strømmen i ledningene påvirker hvor mye effekt og energi som blir levert. Sammen gjør dette det veldig aktuelt å ta i bruk sensorer for å innhente data i sanntid om de faktiske fysiske forholdene i nettet. Disse dataene kan brukes sammen med digitale representasjoner og matematiske modeller av det fysiske nettet, for å identifisere hva man kan gjøre for å utnytte eksisterende nett enda bedre. Denne digitale representasjonen bør også kunne beskrive nettet på tvers av de ulike spenningsnivåene.

Nettselskapene trenger større økonomiske insentiv til å digitalisere og ta i bruk sensorer i større grad, for å optimere driften av nettet. Regjeringen bør påse at nettselskapene fremover samarbeider om digitale løsninger med sluttbrukerne for å løse kapasitetsproblemene. Man kan også vurdere krav om at digitale løsninger må vurderes som alternativ til fysiske investeringer.

Det norske kraftnettet driftes med høy sikkerhet, og det er veldig sjeldent at man får strømbrudd hvor lyset i pæren blir borte. Det er bra. Samtidig er det også mulig at man i perioder kunne driftet nettet med noe mindre marginer, for å øke kapasiteten og redusere strømprisforskjeller mellom budsoner. Det er mulig gjennom økt sanntidsinformasjon fra sensorer å ha en mer dynamisk justering av kapasitetsgrensene i nettet (såkalt Dynamic Line Rating). Det er også mulig at montering av kraftsystemsbatterier enkelte utsatte steder i nettet kan bidra til en mer sikker og effektiv drift.

Andre tiltak som kan gjøre det lettere å drifte nettet med noe lavere marginer, er å fremskynde arbeidet med automatisk systemdrift og vurdere å redusere forventingene til såkalt N-1 drift. I dag bygges og driftes nettet med en slik robusthet at en hvilken som helst komponent skal kunne feile eller falle ut, uten at nettet får et avbrudd. Altså, at nettet (N) er robust nok til å kunne tåle bortfall av en mindre komponent (-1) i driften, enten det er en linje som får et tre over seg, en transformator som overoppheter, eller noe annet. En måte å kunne drifte nettet med litt mindre marginer på, men antagelig fortsatt like forsvarlig og med samme robusthet som i dag, er å bedre samarbeidet om driftsrutiner mellom Statnett (TSO) og nettselskapene (DSO-er), slik at man for eksempel oftere kan benytte N-1 etter omkobling til regionalnett som standard risikonivå, fremfor dagens N-1 før omkobling.

Legge til rette for økt fleksibilitet på etterspørsel-siden

Som følge av økt etterspørsel etter kraft og behov for omstilling skal kraftsystemet over de neste årene integrere mer distribuert og variabel produksjon fra vind og sol, samtidig som man får et større effektbehov og større variasjon i forbruket.

En mulig løsning for å sikre sammenheng mellom effektbehov og kapasitet er å ta i bruk en større andel lokal balansering, gjennom for eksempel batterilagring enten i nettet eller bak målepunktene. Konkrete eksempler på dette er at en elbileier lader bilen sin på natten og ikke med en gang vedkommende kommer hjem, eller at en industribedrift kan skru ned en energiintensiv prosess på julaften når alle skal lage mat samtidig. For at dette skal lønne seg, må man fortsette utviklingen av fleksibilitetsmarkeder og gjøre dem mer tilgjengelige for deltagelse fra flere aktører.

Andre tiltak som kan gjøres for å bedre fleksibiliteten i kraftsystemet, er å oftere ta i bruk utkoblbart forbruk eller tilknytning på vilkår for bedrifter og industri. Dette betyr at man i tilkoblingsavtalen med nettselskapet har spesifisert at det er mulig for nettselskapet å koble ut bedriften, mot eventuell godtgjørelse. Dette kan gjøres både med nye avtaler og ved at man tar kontakt med de som allerede har tilknytning, og hører om det er mulig å reforhandle avtalene. Det er også mulig å innføre prissignaler tidligere i tilknytningsprosessen, for eksempel ved å innføre en type køavgift for reservert effekt for de som står i tilknytningskø, eller som har reservert større effekt enn det de bruker. Videre kan man også tidligere gi kostnadsanslag for anleggsbidrag bedrifter må betale for å tilknytte seg nettet, slik at det blir enklere å vurdere om de vil gå videre med prosjektet. Det bør også evalueres om nivået på anleggsbidragene ligger på riktig nivå, slik at det ikke er til unødig hinder for investeringer.

Et bedre organisert strømnett med færre nettselskap

Det å drifte og eie kraftnett er det man kaller et naturlig monopol. Kostnadene som nettselskapene har, lempes over på husholdningene gjennom nettleien. Man bør lage en plan for hvordan man kan unngå en unødig kraftig økning av nettleien, tross de store investeringene som trengs fremover. En mer effektiv organisering av selskapsstrukturen kunne kuttet kostnader.

Det er tolv år siden rapporten «Et bedre organisert strømnett» ble presentert av Reiten-utvalget, med mål om å organisere nettbransjen slik at drift og investeringer gir størst mulig samfunnsøkonomisk nytte, og en konsolidering av antall nettselskaper var en klar anbefaling.

Forslagsstillerne mener man bør ha som mål å redusere antall nettselskaper, slik at disse driftes mer effektivt og øker sin kompetanse om digitale verktøy og fleksibel drift. Det bør også vurderes om et tydeligere funksjonelt skille mellom nettselskap og kraftselskap kan bidra til å tydeliggjøre driftskostnaden til nettselskap og bidra til konsolidering.

I tillegg trengs det økt kompetanse for å drifte et nettselskap effektivt i en tid med betydelig økning i etterspørsel og forbruk samt økt variabilitet. Behov for økt digitalisering, mer effektive måter å jobbe på, dynamisk drift og bruk av fleksibilitetsmekanismer tilsier at det kan bli viktig for nettselskap å være av en viss størrelse – for å imøtekomme disse utfordringene på en god måte. Forslagsstillerne mener derfor det er et mål at nettselskapene skal driftes mer effektivt, med nye måter å jobbe på og økt kompetanse om digitale verktøy og fleksibel drift. I dette arbeidet bør det vurderes om en reduksjon i antall nettselskap i seg selv kan være et virkemiddel for å oppnå dette.

Frigjøre nettkapasitet med mer fjernvarme

Fjernvarme er noe av det som raskest kan frigjøre plass i strømnettet for etablering av ny industri og elektrifisering av eksisterende industri. Kraftnettet er dimensjonert for å levere strøm trygt selv på den kaldeste dagen i året hvor hus og hjem krever mest oppvarming, samtidig som folk skal lage mat og lade elbilen og industrien i nærheten har full produksjon. Siden man i Norge bruker om lag 40 prosent av elektrisitet til oppvarming, må man da dimensjonere nettet til å være mye sterkere enn det det til daglig opererer på.

Det trengs en helhetlig gjennomgang av hvordan fjernvarmesektoren bedre kan bidra inn i energisystemet, inkludert en gjennomgang av hele finansieringsmodellen, og man må se denne i sammenheng med bidrag til redusert nettutbygging og fleksibilitetsmarkeder. Det er mulig at det kommersielle rammeverket for fjernvarmebransjen i større grad bør likestilles med kraftbransjen, for å sikre en effektiv utvikling av hele energisystemet og unngå skjevheter mellom ulike energikilder.