9 Energipolitikk

9.1 Hovedtrekk

Energi var tema fra første stund i europeisk integrasjon gjennom stål- og kullfellesskapet fra 1951. Likevel tok det tid før EU lykkes med å utvikle en felles politikk på dette området. Tidlig på 1990-tallet var et indre marked for varer i stor grad etablert i EU, men for energi var det først da startskuddet gikk for utviklingen av et indre energimarked.1 Det norske strømmarkedet ble etablert uavhengig av utviklingen i EU, med energiloven av 1990. Sverige og Norge gikk sammen om et nordisk samarbeid som ble utvidet over tid, og som også ble en viktig modell for EUs energimarkedspolitikk. Fra 2000 og utover har EU utviklet en ambisiøs fornybar- og energieffektiviseringspolitikk for å redusere utslipp av klimagasser, bidra til økonomisk vekst og skape nye arbeidsplasser. Siden 2009 har EU innført et forsterket europeisk samarbeid for å fremme effektive energimarkeder i Europa.

Klima- og energipolitikken har gradvis blitt tettere koblet sammen. Fra rundt 2015 har EUs klimaambisjoner satt kursen for utviklingen av alle deler av EUs energipolitikk. Denne utviklingen er blitt tydeligere de siste fem årene med EUs grønne giv på toppen av den politiske dagsorden, men også gjennom EUs håndtering av energikrisen. De siste årene har det også vært et sterkere søkelys på forbrukerrettigheter og den sosiale dimensjonen ved omstilling av energiforbruket i EU. I de kommende årene vil energi være et sentralt spørsmål for EU – for å sikre lavere klimautslipp, redusere økonomiske og sikkerhetspolitiske kostnader ved importert fossil energi, og som en del av pågående diskusjoner om rammebetingelser for industrien i Europa.

Et av formålene med EUs energipolitikk er å redusere energiimporten gjennom å fremme utviklingen av fornybar energi og energieffektivisering. Det setter dermed en retning for utviklingen, selv om medlemsstatene rår over egne naturressurser og sammensetningen av egen energimiks. Energi er definert som en vare i europeisk rett og skulle dermed være gjenstand for fri flyt (så langt kapasiteten på mellomlandsforbindelser rekker). Dette er rettslig forankret i EU med politisk tilslutning fra medlemsstatene. Tekniske handelshindre mellom landenes energisystemer har likevel vedvart. Det har vært store forskjeller mellom land når det gjelder hvordan markedsplasser for strøm og gass er organisert og hvordan særlig strømnett driftes. Sistnevnte er derfor blitt gjenstand for nærmere presisering i underliggende regelverk, som er spesielt omfattende for strøm, og der EUs energibyrå Agency for the Cooperation of Energy Regulators (ACER) har en rolle som rådgiver og – i hovedsak etter uenighet mellom nasjonale reguleringsmyndigheter – beslutningstaker.

Siden Russlands fullskala invasjon av Ukraina i februar 2022, har EU stått samlet mot Russland. Russland brukte energi som et våpen ved å holde igjen gassleveranser til EU-stater, noe som utløste en energikrise. Også tidligere har det oppstått kriser rundt russiske gassleveranser til Europa, men situasjonen nå var mer alvorlig, som følge av den pågående krigen. Energikrisen viste at EUs avhengighet av fossil energiimport fra Russland også utgjorde en sikkerhetspolitisk trussel for Europa. Det har ført til ytterligere trykk på arbeidet med en raskest mulig omstilling til fornybare og andre alternative energikilder. Til tross for krig og energikrise, er det fortsatt klimamålene som legger premissene for energipolitikken i EU. Sabotasje og påført skade på gassrørledninger i Østersjøen i 2022 og 2023 viste sårbarheten ved energiinfrastrukturen i Europa. Norge fikk bistand fra allierte og partnere i NATO og EU for å styrke beskyttelsen av kritisk infrastruktur i havområdene. Tross sterkt reduserte gassleveranser til EU-stater fra høsten 2021 og avbrudd gjennom 2022, førte ikke energikrisen til tvangsmessig rasjonering eller forsyningsavbrudd til forbrukerne. Dette skyldes europeisk samarbeid om krisehåndtering for å fylle gasslagre og redusere energiforbruket, men også at integrerte gass- og strømmarkeder i Europa gjorde det mulig å samarbeide om energiforsyningen. Importert gass fra nord og vest kunne dermed sendes til land som hadde fått avbrutt sine gassleveranser fra Russland. EU-statene har økt importen av norsk gass og bygget ut kapasiteten til å ta imot flytende naturgass (LNG), hvor mye kommer fra USA. Knapphet på energi med bortfall av russisk gass ble imidlertid reflektert i markedene, der energiprisene ble ekstremt høye. Selv om de fleste land satte inn ekstraordinære tiltak i form av ulike typer strømstøtte, ble europeisk (herunder også Norges) befolkning, næringsliv og industri hardt rammet av de høye energiprisene.

Norge er en del av EUs energimarked gjennom EØS-avtalen og har tatt inn relevant energiregelverk i EØS-avtalen siden den ble undertegnet. Norge er nå EUs viktigste energipartner, og energi inngår som sentralt tema i den grønne alliansen Norge og EU inngikk i april 2023 (se kapittel 11). Under krisen har EU-kommisjonen trappet opp dialogen med Norge for å sikre forsyningene og stabilisere prisene. Norge har fastholdt at markedshensyn alene styrer norsk energieksport. Leveransene fra selskaper som leverer gass fra norsk sokkel til det europeiske markedet har økt til maksimalt av det som er mulig å produsere. Både EU og Norge har gjennom energikrisen diskutert hvordan strømmarkedet kan organiseres for å skjerme husholdninger og næringsliv fra ekstreme prissvingninger, og hvordan utbygging av mer fornybar energi kan støttes og framskyndes. For EUs del inngikk dette i arbeidet med en ny strømmarkedsreform.

I Norge utløste energikrisen også en diskusjon om det videre energisamarbeidet med EU, herunder hvorvidt Norge kunne begrense eksport av strøm til EU-stater. I EU er samarbeidet for å sikre stabil energiforsyning styrket gjennom energikrisen, og energihandel mellom statene er opprettholdt. EU-/EØS-retten gir nasjonalstaten mulighet til å gripe inn dersom forsyningssikkerheten er i spill. Risiko for strømbrudd og rasjonering (og ikke strømprisen i seg selv) er utslagsgivende her. Norge har innført en ny styringsmekanisme som tas i bruk dersom det er utsikter til at fyllingsgraden i vannmagasinene blir så lav at forsyningssikkerheten trues.

Interessemotsetningen mellom norske petroleumsinteresser og EUs langsiktige klimaambisjoner, trukket fram av 2012-utredningen, kan bli mer aktuell framover. Som stor petroleumsprodusent er Norge i større grad et annerledesland i møte med EU enn tidligere, særlig etter at Storbritannia meldte seg ut. Kommisjonens foreslåtte klimamål om 90 prosent reduksjon i klimagassutslippene innen 2040, innebærer en reduksjon av EUs forbruk av fossil energi til energiformål med nærmere 80 prosent sammenlignet med 2021.2

2012-utredningen pekte også på Norge som et annerledesland i form av en høy andel fornybar energi. I dag rager den norske fornybarandelen fortsatt høyt i europeisk sammenheng, men ettersom mange EU-stater har økt fornybarproduksjonen, er forskjellen langt mindre enn før. I flere EU-stater utgjør fornybar energi nå betydelige størrelser, med videre vekst mot 2030. I Norge ventes det lite ny kraft før 2030, men kanskje mer deretter. Et EU som skal til netto null klimautslipp i 2050, må fjerne nær alle utslipp fra strømforsyningen allerede innen 2040. Dette krever forsterket satsing på utbygging av fornybar energi, mer energieffektivisering samt et tettere europeisk samarbeid om infrastruktur og energimarkeder.

9.2 Sentrale utviklingstrekk i EU siden 2012

EUs energipolitikk har gått gjennom store endringer siden 2012. I 2009 holdt EU i stor grad klima- og energiomstillingspolitikken atskilt fra øvrig energipolitikk. Lovgivning knyttet til fornybar energi og energieffektivisering ble i liten grad sett i sammenheng med EU-lovgivning for energimarkeder og energiinfrastruktur. Sterk vekst innenfor fornybar energi innebar etter hvert store innslag av ny kraft med svært lave driftskostnader og væravhengige produksjonsmønstre. Dette skapte behov for bedre koordinering på tvers av EUs politikk for energiomstilling og den øvrige energipolitikken, blant annet reguleringen av kraftmarkeder. De siste årene har EUs klimaambisjoner i økende grad lagt føringer for EUs energipolitikk, en påvirkning som har blitt styrket gjennom energikrisen og EUs respons på denne i 2022.

Overordnet handler EUs energipolitikk om å sørge for sikker og tilstrekkelig tilgang på så rimelig og ren energi som mulig. Formålene er nedfelt i EU-traktaten. Her står det at EU skal sikre fungerende energimarkeder, forsyningssikkerhet, fremme energieffektivisering og utvikling av fornybar energi, samt fremme sammenkobling av energinettet. I EU-traktaten står det at Rådet og EU-parlamentets rett til å vedta lovgivning ikke berører medlemsstaters rett til selv å fastsette betingelsene for utnyttelsen av egne energiressurser, valget mellom ulike energikilder og den generelle sammensetningen av landets energiforsyning.3

EUs energimiks4 besto i 2021 av olje (34%), gass (23%), fornybar energi (13%) og kull (12%). Det er store forskjeller mellom medlemsstatene, som dels gjenspeiler den nasjonale ressurssituasjonen, men også nasjonale veivalg. Gass utgjør for eksempel en mye større andel i Italia (40%) enn på EU-nivå, mens Sverige og Danmark har mer fornybar energi (henholdsvis 48% og 41%) enn EU i sum. Mens Finland har satset på kjernekraft, er dette på vei nedover i Tyskland.5 Noen land har endret strategi underveis. Frankrike har for eksempel gått bort fra et nasjonalt mål om nedtrapping av kjernekraft til heller å videreutvikle denne.

EU er svært avhengig av import for å sikre egen energiforsyning: 56 prosent av tilgjengelig energi i EU er importert, i form av store mengder olje, gass og kull.6 I 2021 ble 83 prosent av EUs gassforbruk importert. Det største gassforbruket går til kraftproduksjon, oppvarming av husholdninger og industrielle prosesser. Russland sto for rundt halvparten av EUs gassimport fram til høsten 2021.7 Etter dette ble mengden gass fra Russland sterkt redusert, noe som bidro til svært høye gass- og strømpriser i Europa. Energikrisen viste tydelig EUs sterke avhengighet av Russland for energi. Mønsteret for EUs gassimport har endret seg betydelig siden høsten 2021 (se figur 9.1).

Forstørr bilde

Kilder: Bruegel basert på ENTSOG, GIE ALSI. «The European Union is ready for the 2023-24 winter gas season». Bruegel, 10. oktober 2023. https://www.bruegel.org/analysis/european-union-ready-2023-24-winter-gas-season.

Av energi med opphav i EU utgjør fornybar energi den største kategorien (41%).8 Fornybar energi har vært i sterk vekst i EU-statene det siste tiåret. I 2022 utgjorde fornybarandelen, slik den er definert i fornybardirektivet, 23 prosent av EUs energiforbruk, opp fra 21,9 prosent i 2021. Fornybarandelen er doblet fra 2004 til 2022. EU nådde sitt mål om en fornybarandel på 20 prosent i 2020, og jobber nå for å øke andelen til mellom 42,5 og 45 prosent innen 2030.9

EUs satsing på fornybar energi dreier seg om å redusere utslipp av klimagasser, men er også motivert av at det gjør EU mindre avhengig av fossil energi, som i hovedsak må importeres. Med energikrisen ble satsingen på fornybar energi styrket, som ledd i arbeidet med å gjøre EU mindre avhengig av russisk gass.

9.2.1 Koordinering og fragmentering mellom ulike deler av EUs energipolitikk

EU har vedtatt en rekke energilover de siste femten årene. Noen er vedtatt som del av en større pakke som også kan bestå av regelverk på andre områder. Et eksempel på det siste er Klar for 55 (se figur 9.2). EU har i tillegg vedtatt enkeltstående energilover, for eksempel forordninger om forsyningssikkerhet for gass (2010, omtalt under 9.2.2) og om energiinfrastruktur (2013).10 Infrastrukturforordningen tilrettelegger for ny energiinfrastruktur mellom stater gjennom regler for raskere konsesjonsbehandling for høyprioriterte prosjekter. Sistnevnte har adgang til å søke om EU-midler. Infrastrukturforordningen ga EU-byrået ACER en rolle i forberedende saksbehandling av søknader om pengestøtte til slike prosjekter.11

EU-regelverket om energimarkeder og energiinfrastruktur vedtatt i årene 2009–2013 skulle først og fremst sørge for effektiv ressursutnyttelse, gjennom velfungerende og integrerte markeder. Dette skulle sikres gjennom konkurranseutsetting av aktiviteter som kunne gjennomføres på kommersiell basis (som kraftproduksjon – i motsetning til monopoloppgaver som drift av kraftnett), og gjennom å tilrettelegge for økt handel på tvers av energimarkeder i ulike land eller deler av Europa.

Dette illustreres tydelig av tredje energipakke. Her tas liberaliseringen og integreringen av energimarkeder i Europa et skritt videre. Den innførte også et omfattende og formalisert samarbeid mellom nasjonale reguleringsmyndigheter for energi innad i et nytt EU-byrå (Agency for the Cooperation of Energy Regulators, ACER), og mellom de nasjonale systemoperatørene.12 Samarbeidet skulle brukes til å etablere regler som konkretiserte hvordan energilovgivningen for grensekryssende handel med henholdsvis kraft og gass skulle praktiseres. Forskjeller i hvordan statene gjennomførte eksisterende EU-lovgivning, og ulike tilnærminger til drift av energinettet, hadde skapt barrierer for grensekryssende handel. Spesifiseringen av kraftmarkedsreguleringen gjennom underliggende regelverk innebar nye tekniske løsninger for nettdrift og nye handelsplattformer, og medførte at det eksisterende samarbeidet (eksempelvis i Norden eller Sentral-Europa) ble videreutviklet i tråd med EU-regulerte prosedyrer.

Kontrasten var stor til energiomstillingspolitikken, som var lite markedsorientert og i hovedsak ble fulgt opp av hver medlemsstat på egen hånd. EUs første fornybardirektiv ble vedtatt i 2001, men alt fra 2009 ble det styrket, og det inneholdt bindende mål for andelen fornybar energi som hver medlemsstat måtte oppnå innen 2020. I årene som fulgte, styrket mange medlemsstater sine nasjonale støttesystemer for fornybar energi. De fleste systemene var basert på en fastsatt sats og ga få insentiver til å forholde seg til prisene i energimarkedet. Selv om EUs fornybardirektiv åpnet for samarbeid om et felles støttesystem for fornybar energi på tvers av stater, ble dette lite brukt. Det norsk-svenske samarbeidet om grønne sertifikater framstår som unntaket heller enn regelen (se kapittel 8).

Forstørr bilde

Kilde: Egen gjennomgang, basert på EU (EUR-Lex) og Lovdata (Europalov).

Høy vekst i produksjonen av fornybar energi utløste behov for å se fornybarpolitikken i sammenheng med energimarkedspolitikken. EU-kommisjonen kritiserte de mange nasjonale støttesystemene for å være statsstøtte og som dermed burde behandles etter statsstøtteregelverket. Det gikk også diskusjoner i energibransjen om hvorvidt nasjonale støttesystemer kolliderte med den øvrige reguleringen av kraftmarkedene og bidro til fragmentering framfor integrering mellom land. Rundt 2012 opplevde konvensjonelle energiselskap i Tyskland sterkt fallende inntekter i takt med at ny fornybar kraftproduksjon reduserte prisene i engrosmarkedet. I flere EU-stater kom det snart krav om ordninger for å sikre stabil kraftforsyning (såkalte kapasitetsmekanismer), begrunnet med behovet for å sikre produksjonskapasitet når sola ikke skinner og vinden ikke blåser.13 Kapasitetsmekanismer risikerte imidlertid å låse inn støtte til fossil energiproduksjon i lang tid, og kunne også underminere kraftmarkedsintegrasjon.

Utviklingen av nasjonale støttesystemer for fornybar energi og kapasitetsmekanismer førte til endringer i EUs retningslinjer for statsstøtte til energi og miljø. En første oppdatering kom i 2008, og i 2014 innførte Kommisjonen store endringer i støttesystemene for fornybar energi. Samtidig ble retningslinjene utvidet til også å dekke støtte til energiinfrastruktur, kapasitetsmekanismer og energiintensiv industri. For fornybar energi ble det nå et krav om konkurranse for å kunne dele ut støtte, og om at støttesystemene i de fleste tilfeller måtte utformes slik at støtten kom på toppen av energiprisen i energimarkedene. Dette kunne eksempelvis gjøres gjennom auksjoner om differansekontrakter.14 Produsenter av ny fornybar energi måtte dermed i mye større grad delta i de ordinære energimarkedene. Dette var også hensiktsmessig ettersom teknologien var i ferd med å bli mer moden. Dermed ble politikken for utbygging av ny fornybar energi knyttet sterkere til markedstankegangen i EUs øvrige energipolitikk.

EU har over tid løftet energi oppover på den politiske dagsordenen og forsøkt å forbedre koordineringen på tvers av ulike deler av energipolitikken. Her har både klimaambisjoner og forholdet til Russland vært viktige drivkrefter.

Flere hendelser i 2014 og 2015 bidro til sterkere søkelys på energisikkerhet i EU i de påfølgende årene. At Russland annekterte Krimhalvøya tidlig i 2014, utløste bekymring for EUs importavhengighet av energi og for risiko for forsyningsavbrudd. I mars trakk stats- og regjeringssjefene fra EUs medlemsstater fram energi som en av EUs strategiske prioriteringer for de neste fem årene. Kort tid etter la Kommisjonen fram en europeisk strategi for å videreutvikle et europeisk samarbeid om forsyningssikkerhet på gass etablert i 2010.15 Parallelt vedtok EU klima- og energimål for 2030 som innebar en videre satsing på fornybar energi og energieffektivisering (se kapittel 8). Dette skjedde høsten 2014, og dermed la EU kursen for sine langsiktige klimaambisjoner i forkant av de internasjonale forhandlingene i 2015 om det som etter hvert skulle bli Parisavtalen.

I 2015, etter innledende diskusjoner blant spesielt østeuropeiske medlemsstater og EU-parlamentarikere om en energiunion for økt samarbeid om forsyningssikkerhet, la Kommisjonen fram en «rammestrategi om en energiunion med en fremadskuende klimapolitikk». Strategien vektla diversifisering av energikilder, inkludert økt bruk av «hjemlige» ressurser,16 økt samarbeid med naboland og felles gassinnkjøp i kriser. Foruten forsyningssikkerhet omfattet strategien også utslippskutt gjennom fornybarsatsing, energieffektivisering, et velfungerende indre energimarked samt forskning og utvikling på energiområdet.17

Påfølgende diskusjon viste at EUs medlemsstater ønsket å trekke initiativet i ulike retninger. Noen mente målene i energipolitikken i stor grad ville nås gjennom et tettere samarbeid om energimarkedene. Andre mente at det var behov for egne tiltak for å ivareta forsyningssikkerheten. Det var bred støtte til at EU burde redusere sin importavhengighet av gass. Men medlemsstatene var skeptiske til Kommisjonens ønske om mer åpenhet rundt gasskontrakter, og mange viste til nasjonal råderett over energimiks.18

9.2.2 Første EU-skritt mot samarbeid om forsyningssikkerhet for gass

EUs politikk for forsyningssikkerhet på gassområdet ble videreutviklet i takt med at forholdet til Russland ble kjøligere etter 2014.

I 2017 vedtok EU en ny forordning om forsyningssikkerhet for gass, som erstattet en forordning fra 2010.19 2010-forordningen kom som en direkte konsekvens av gassforsyningskriser med opphav i disputter mellom Russland og Ukraina i 2006 og 2009, som hadde påvirket enkelte EU-stater. Allerede på dette tidspunktet gikk diskusjonene i Europa om behovet for alternative leverandører eller andre energikilder som følge av risiko for forsyningsavbrudd. Den videre framdriften i Nord Stream 2-prosjektet i etterkant av at Russland annekterte Krimhalvøya – og med økt konfliktnivå i Øst-Ukraina – viste imidlertid at EU ikke sto samlet eller koordinert i dette spørsmålet.20

Forordningene fra 2010 og 2017 var de første EU hadde vedtatt for forsyningssikkerhet for gass noensinne. Forut for dette var hovedvekten lagt på at forsyningssikkerhet ville ivaretas gjennom gassmarkedsregelverket, samt noe regulering i et rådsdirektiv fra 2004. Uenigheter mellom Russland og Ukraina rundt gass medførte avbrudd også sommeren 2014. En stresstest gjennomført av ENTSOG i 2014, viste at nasjonale tilnærminger til alvorlige forsyningsavbrudd var mindre effektive, og at samarbeid mellom medlemsstater kunne dempe virkninger – vurderinger Kommisjonen tok med seg inn i forslaget til det som ble 2017-forordningen. Den vektlegger solidaritet mellom medlemsstater, men gir dem betydelig handlingsrom, og overlater til statene selv å avtale solidaritetsarrangementene seg imellom.21

En videre regelendring fra 2019 kan også knyttes til forholdet til Russland: gjennom en begrenset revisjon av EUs gassmarkedsdirektiv av 2009, innførte EU bestemmelser om at regelverket også skulle gjelde for gassrør fra tredjeland til EU-stater. Regelendringen ble knyttet til Nord Stream 2-prosjektet, som det var økende motstand mot, men var også relevant for gassrør til Storbritannia i etterkant av brexit.22

9.2.3 Nye regler for mer fornybarpregede kraftmarkeder

Diskusjonene som ble utløst av framveksten av ulike nasjonale støtteordninger innenfor energisektoren (nasjonale støttesystemer for fornybar energi, kapasitetsmekanismer i hovedsak for fossil energi), munnet ut i en ny lovpakke på energiområdet. Ren energi-pakken ble forslått av Kommisjonen i slutten av 2016, og den innebar å se EUs politikk for fornybar energi, energieffektivisering og kraftmarkeder i en større sammenheng. Målet om velfungerende og integrerte kraftmarkeder i Europa ble nå aktuelt også for å håndtere høyere andeler fornybar energi i kraftsystemet. Gjennom muligheten til å utveksle kraft mellom stater, kunne Europa bli bedre i stand til å håndtere svingninger i produksjonsmønstre avhengig av vær og vind.

Med Ren energi-pakken (2018–2019) ble EUs regulering av kraftmarkeder underlagt EUs klima- og energimål for 2030. Det betyr at regelverket ikke lenger bare skulle bidra til målet om velfungerende, integrerte energimarkeder i EU, men også til ambisjonene om å omstille EUs energisystem for å redusere klimautslippene. Pakken besto av åtte EU-lover, og den oppdaterte «strømdelen» av tredje energipakke, inkludert ACER-forordningen.

Ren energi-pakken innfører nye regler for økt utnyttelse av mellomlandsforbindelser, med et minstemål om at 70 prosent av utvekslingskapasiteten mellom budområder skal stilles til rådighet for markedet (se boks 9.1). Et viktig bakteppe er Tysklands opprettholdelse av ett budområde for hele landet. Dette medfører høyere kraftpriser i Nord-Tyskland enn det som ellers ville vært tilfellet, noe som også har betydning for kraftutveksling med Norden. Det tyske budområdet har betydelige begrensninger i overføringskapasitet internt, noe som øker behovet for kostbare tiltak fra systemoperatør for å stabilisere kraftsystemet. Dette bidrar til at kapasiteten på mellomlandsforbindelser som er tilgjengelig for handel, også blir redusert.

Ren energi-pakken søker å endre denne situasjonen. Siden tredje pakke har EU og Kommisjonen forsøkt å få statene til å anvende EU-regelverket på likere måter, inkludert gjennom å vedta underliggende regelverk der detaljene spesifiseres ytterligere. Sistnevnte innebærer økt åpenhet rundt hvordan kraftsystemet driftes i hver stat og kostnadene ved dette. Ren energi-pakken åpner for at stater kan søke om midlertidige unntak fra 70-prosentmålet fram til 2025, men da med krav om handlingsplaner for tiltak som reduserer begrensninger i overføringskapasitet internt i budområder – for eksempel ved å dele landet i nye og/eller flere budområder. Kommisjonen følger opp statenes framdrift, men i siste instans er det opp til dem selv å fatte beslutninger om nye budområder. Bestemmelsene rundt 70-prosentmålet og endring av budområder var de siste som kom på plass i forhandlingene om Ren energi-pakken, etter vanskelige diskusjoner blant medlemsstatene.

Ren energi-pakken oppdaterer videre reguleringen av kraftmarkedet i lys av utviklingen i sektoren. Selv om det innføres regler for kapasitetsmekanismer (inkludert øvre utslippsgrense for kraftverk som får delta i nye kapasitetsmekanismer), beholder medlemsstatene relativt stor råderett over hvorvidt kapasitetsmekanismer skal innføres og hvordan de skal utformes. Kommisjonen ønsket å fjerne muligheten til å regulere strømprisen i sluttbrukermarkedet, men møtte motstand fra medlemsstatene. Adgangen til regulerte sluttbrukerpriser er derfor opprettholdt. Ren energi-pakken innførte også en ny forordning om risikoberedskap i kraftsektoren. Her innføres blant annet samarbeid mellom nasjonale myndigheter og systemoperatører på tvers av land for å identifisere, forhindre og håndtere risiko som kan true forsyningssikkerheten, bredt definert, innenfor kraftsektoren. Ren energi-pakken gir nye oppgaver til ACER og noe endring i myndighet knyttet til forvaltningsoppgaver.23

Gjennom Ren energi-pakken ble forsterkede EU-mål vedtatt: andelen fornybar energi skulle økes til minst 32 prosent, og energiforbruket skulle reduseres med minst 32,5 prosent, innen 2030. Pakken reviderte direktivene for henholdsvis fornybar energi (2009), bygningsenergi (2010) og energieffektivisering (2012), og innførte en ny forordning for det såkalte styringssystemet. Fornybardirektivet (2018) inkluderte sektorspesifikke fornybarmål (transport og varme- og kjølesektor) og skulle tilrettelegge for fornybar energi gjennom blant annet raskere og enklere konsesjonsbehandling.

Energieffektiviseringsdirektivet (2018) påla medlemsstatene årlige energispareforpliktelser, men overlot til dem selv å bestemme hvordan disse skulle nås – utover krav om utredning av energieffektiviseringstiltak i større prosjekter og energikartlegging for større virksomheter uten energistyringssystem. Derimot inneholdt bygningsenergidirektivet både mål og tiltak for å redusere energibruk i bygg som i stor grad er basert på fossil energi. Direktivet krevde allerede energimerking av bygg, energikrav til byggeforskrifter, at alle nye bygg måtte være «nesten nullenergibygg» innen 2020, og at medlemsstatene skulle ha økonomiske virkemidler til å bedre energieffektiviteten i bygg. Nå ble medlemsstatene pålagt å utarbeide langsiktige renoveringsstrategier. Regler for ladeinfrastruktur for elbil og smartstyring for energibruk i bygg ble innført.

Under styringssystemet (2018) skulle hver medlemsstat utarbeide integrerte klima- og energiplaner. Kommisjonen vurderer om statenes innsats i sum bidrar til at EU når sine overordnede klima- og energimål i 2030, og gir tilbakemeldinger for å styrke bidragene. Forordningen kom som en konsekvens av at nasjonale overordnede fornybarmål falt bort.

9.2.4 Energikrisen og EUs respons

Den viktigste årsaken til høye gass- og strømpriser i Europa og Norge gjennom energikrisen er at Russland har holdt tilbake på eksport av gass til Europa.24 Importen av russisk gass falt drastisk gjennom energikrisen. Det kunne ha truet forsyningssikkerheten i Europa, med dramatiske konsekvenser for samfunn og økonomi. EUs håndtering av energikrisen peker i retning av raskere energiomstilling bort fra fossil energi, og spesielt fra russisk fossil energi. Dette er krevende for EU og vil være det også i årene framover. Den raske omstillingen gjør EUs felles politikk på energiområdet enda viktigere. Men beslutninger om ressursutnyttelse og konsesjonsbehandling ligger fortsatt i stor grad på nasjonalt nivå.

Fra høsten 2021 begynte gassprisene å stige i Europa, og med det også strømprisene. Dette ble ansett som en midlertidig situasjon, og lavere priser var forventet utover 2022. Først med Russlands fullskala invasjon av Ukraina 24. februar 2022 ble det klart at Russlands lave gassalg til EU-statene høsten før, med særskilt lav lagerstand i Gazprom-eide gasslagre i Europa, var en del av opptakten til invasjonen.

Utover 2022 ble avtalte gassleveranser fra Russland kuttet eller kraftig redusert. Gass utgjorde i 2021 nesten en fjerdedel av EUs energibehov, og vel 40 prosent av importert gass til EU-statene kom fra Russland. I april 2022 kuttet Russland forsyningen av gass til Polen og Bulgaria, og i mai til Finland). Eksporten til Tyskland ble kraftig redusert i juni, før det ble full stans i august. I løpet av sommeren ble russisk gasseksport til de baltiske landene stanset, og eksporten til Danmark, Nederland, Østerrike, Slovakia og Italia ble redusert. I september 2022 var Russlands andel av EUs totale gassimport redusert til om lag 9 prosent. Russlands evne til å påføre skade på EU ved å redusere eller kutte energileveranser viser at EU har vært svært avhengig av Russland.25

Ifølge Strømprisutvalget nådde gassprisene i Europa sitt høyeste nivå noensinne i august 2022 (se figur 9.3). Dette skyldtes knapp tilgang på energi som følge av kutt i gassleveranser fra Russland til Europa, men også høy risikopremie, siden kuttene skapte usikkerhet og alvorlig bekymring om forsyningssikkerheten gjennom den kommende vinteren. Situasjonen sammenfalt med tørke og lite vind i Europa, samt planlagt og uplanlagt vedlikehold ved franske kjernekraftverk, noe som reduserte produksjonen av særlig vind-, kull- og kjernekraft i Europa. Strømprisutvalget skriver at også europeiske strømpriser (i engrosmarkedet) var på sitt høyeste i august 2022, men at dette viste seg i sluttbrukermarkedet for husholdninger og andre noe senere, på grunn av lavt innslag av spotpriskontrakter i mange EU-stater.26 I Norge resulterte energikrisen i økte prisforskjeller mellom våre fem budområder (se figur 9.4).

Forstørr bilde

Kilde: Nord Pool.

Forstørr bilde

Kilde: Nord Pool.

EU har ikke alltid vært så avhengig av russisk gass som forut for energikrisen. Økt import henger sammen med lavere gassproduksjon i EU-statene, en overgang fra kull til gass av klimahensyn (noe Norge har støttet), tysk handelspolitikk overfor Russland (motivert av tanken om at handelsrelasjoner er demokrati- og fredsfremmende) og ikke minst EUs østutvidelse. Med EU-utvidelsene og styrkingen av det tysk-russiske samarbeidet fra 2000-tallet og utover, ble Russland en mer dominerende aktør på det europeiske energimarkedet, også gjennom eierskap i infrastruktur og energiselskaper. Graden av avhengighet av russisk gass varierer likevel mye mellom EUs medlemsstater, med statene i Øst-Europa som spesielt sårbare.

EU har også tidligere hatt disputter med Russland om gasshandel. EU-stater opplevde både i 2006 og 2009 forstyrrelser i gassforsyning på grunn av de mange kommersielle og politiske tvistene om rørledningene som går fra Russland gjennom Ukraina til EU-statene. Østeuropeiske land har opplevd (trusler om) avbrudd i leveranser av russisk gass helt siden Sovjetunionens oppløsning.27 Energikrisen nå er imidlertid mer alvorlig og omfattende enn tidligere disputter, også i lys av krigen i Ukraina.

EU og EU-statene har klart å stå samlet om en felles krisehåndtering. EU responderte gjennom felles politikkutvikling på rekordtid. Før energikrisen ble sanksjoner mot Russland innenfor energi ansett som en usannsynlig reaksjon fra EU, men EU har nå en rekke sanksjoner på plass (se boks 9.2). EU har for det meste ikke grepet inn i engrosmarkedet, men heller lempet på statsstøttereglene (se kapittel 11) for å gi medlemsstatene rom til å innføre midlertidige ordninger som skal skjerme og støtte forbrukere mot de ekstraordinære gass- og strømprisene.

Flere har undersøkt hvilke tiltak som ble innført for å håndtere energikrisen.28 Strømprisutvalget påpeker at en rekke tiltak ble innført på EU-nivå og av EU-statene for å sikre energiforsyning og for å finansiere støtteordninger til husholdninger og næringsliv. Norge innførte strømstøtte til husholdningene allerede i desember 2021, og for deler av næringslivet i løpet av 2022. EUs medlemsstater har gitt grønt lys for flere midlertidige kriselover vedtatt i henhold til artikkel 122 i EU-traktaten. Sistnevnte gir Rådet i en krisesituasjon adgang til raskt å vedta midlertidige lover uten å måtte involvere Parlamentet. Her har medlemsstatene gitt grønt lys for kriselover for høyere midlertidig skattlegging av energiselskaper – til tross for at skatte- og avgiftspolitikken anses som nasjonalstatens domene, og noe medlemsstatene normalt har høy terskel for å bli enige om på EU-nivå.

Strømprisutvalget viser til at flere av de innførte tiltakene fra EUs side bidro til å redusere usikkerhet (og dermed også risikopremien) i markedet, noe som dempet prisene. Enkelte tiltak, som et obligatorisk mål om 80 prosent fyllingsgrad innen vinteren 2022/2023 (90 prosent i påfølgende vintre til 2025), kan ha bidratt til høyere gasspriser gjennom sommer og høst når gasslagrene skulle fylles, men kan ha sørget for at prisene gjennom vinteren ikke ble enda høyere – ikke minst sørget det for at rasjonering og utfall i energiforsyning ble unngått.29 Siden starten av energikrisen i september 2021, har EU-statene øremerket 540 milliarder euro til nasjonale tiltak for å skjerme forbrukere fra de høye energiprisene.30

Energikrisen har bidratt til å styrke EUs satsing på energiomstilling. EUs avhengighet av importert fossil energi var ikke bare økonomisk kostbar, men utgjorde også en sikkerhetspolitisk risiko. Energikrisen har bidratt til økte ambisjoner for utbygging av fornybar energi og energieffektivisering i EU. Dette har påvirket forhandlingene om Klar for 55, en pakke bestående av lover innenfor klima, energi og transport, som skal bidra til at EU når sitt forsterkede klimamål om 55 prosent reduksjon av klimagassutslippene i 2030 (se kapittel 8). Her medførte energikrisen blant annet en styrking av omstillingstempoet gjennom energilovene i denne pakken. I tillegg har EU vedtatt å bruke en viss andel av EUs gjenåpningsfond til omstillingsformål. Energikrisen har dermed styrket og gitt sikkerhetspolitiske dimensjoner til energiomstillingen i Europa, og til EU-samarbeidet om energimarkeder og om utbygging av energiinfrastruktur.

Kriselovgivningen har også betydning for omstillingstempoet i EU: Blant de vedtatte kriselovene finner vi en egen lov for raskere utbygging av fornybar energi gjennom kortere tidsfrister for konsesjonsbehandling og enklere tilgang til areal i definerte områder. Kriselovene ble vedtatt i slutten av 2022 og har ulik varighet (ut 2023 eller til første halvdel av 2024). I desember 2023 gikk energiministrene i EUs medlemsstater sammen inn for å forlenge sentrale kriselover til utgangen av 2024 eller første halvdel av 2025.31

Samarbeidet om energi som var etablert forut for energikrisen, sikret også at Europa var bedre rustet til å håndtere bortfallet av store mengder gass fra Russland. Et integrert gass- og kraftmarked i Europa, samt et samarbeid om forsyningssikkerhet, sørget for at EU-stater kunne motta gass fra andre EU-stater da de ble utsatt for stans eller reduksjon i forsyningene fra Russland. Også Norge bidro med økt gassforsyning til EU.

Den sikkerhetspolitiske dimensjonen av EU-samarbeidet om grensekryssende handel og infrastruktur på energiområdet, illustreres av planer for tettere teknisk integrering av de baltiske landene til det europeiske kraftsystemet. Kort tid etter Russlands fullskala invasjon av Ukraina, ba den ukrainske systemoperatøren av sikkerhetsmessige grunner om å bli koblet fra det russiske strømnettet, og til det kontinentaleuropeiske.32 Det europeiske energisamarbeidet har dermed også bidratt til ukrainsk energiforsyning og -sikkerhet.

Både forut for og i kjølvannet av energikrisen er solidaritetsprinsippet i EUs energipolitikk styrket. Det er også kommet mer spesifikt til uttrykk gjennom solidaritetsklausuler i nyere gassregelverk og i egne kriselover. Dette følges opp av bilaterale avtaler om solidaritet og samarbeid i tilfelle forsyningssikkerheten skulle bli truet. I mai 2023 inngikk Sverige og Danmark en slik avtale, der Danmark vil bidra til å sikre forsyning av gass til prioriterte kunder i Sverige (som nødetater og andre kritiske funksjoner) dersom det oppstår en nødsituasjon i forbindelse med en eskalering av energikrisen, og det oppstår gassmangel de kommende vintrene. Nyere rettspraksis i EU-domstolen har også vist at solidaritetsprinsippet skal vektlegges i saksbehandling.33

9.2.5 Omfattende lovarbeid utover krisehåndtering

EUs klimaambisjoner innebærer en omfattende omlegging av energisektoren, også utover kraftmarkedene. I 2022 og 2023 ble det oppnådd politisk enighet om, eller formelt vedtatt, en rekke EU-lover på energiområdet knyttet til infrastruktur, fornybar energi, energieffektivisering, gass- og hydrogenmarkeder, kraftmarkedet og markedsovervåkning av engroshandel i disse markedene. Lovendringene kommer i tillegg til den midlertidige kriselovgivningen innført for å håndtere energikrisen.

Energiinfrastruktur spiller en nøkkelrolle for energiomstillingen, og Kommisjonen har tidligere vist til behovet for å revidere infrastrukturforordningen (2013) i tråd med målet om klimanøytralitet (omtalt i kapittel 8).34 Den reviderte infrastrukturforordningen (2022) er i større grad orientert mot å bidra til EUs klimamål ved å fremme integrering av fornybar energi og nye rene energiteknologier i energisystemet, og den introduserer ordninger for å fremme samarbeid med partnerland utenfor EU.35

Direktivene for fornybar energi, bygningsenergi og energieffektivisering, som sist ble betydelig endret i 2018, ble i 2023 forsterket gjennom lovpakken Klar for 55 (se også kapittel 8). For fornybar energi ble et høyere 2030-mål vedtatt for hele EU (42,5–45%). Det innføres regler for raskere og enklere konsesjonsbehandling for utbygging av fornybar energi, men beslutninger om hvorvidt en konsesjon skal gis eller ei, overlates til nasjonale myndigheter. Nye sektorspesifikke fornybarmål ble innført for bygg og industri, med egne mål for bruk av fornybart hydrogen i industrien. Energieffektiviseringsdirektivet ble revidert med et høyere 2030-mål vedtatt (11,7% lavere energiforbruk enn en referansebane fra 2020), og innsatsen for energieffektivisering skulle framskyndes gjennom høyere årlige energispareforpliktelser og reduksjon av energiforbruk til offentlige bygninger. Bygningsenergidirektivet ventes formelt vedtatt våren 2024. Det viderefører målet om at alle nybygg skal være nesten nullenergibygg, men nå innen 2030. Det kom egne mål om redusert energiforbruk i henholdsvis næringsbygg og boliger mot 2030 og utover, og at solenergi skal installeres i alle nye bygg og ved renovering av eksisterende offentlige bygg og næringsbygg.

EU oppdaterte også politikken for gassmarkedet. I desember 2021 la Kommisjonen fram en gassmarkedspakke for hydrogen og avkarboniserte gasser. Pakken bygget på strategier for henholdsvis hydrogen og energisystemintegrasjon fra 2020.36 I slutten av 2023 var Rådet og Europaparlamentet blitt enige. Regelverket vil vedtas formelt i første halvdel av 2024 og innfører blant annet bestemmelser om at ingen langsiktige kontrakter for levering av urenset gass skal inngås med en varighet ut over 2049, og at nettutviklingsplaner for hydrogen skal baseres på en prioritering av bruk av hydrogen til sektorer som er vanskelige å avkarbonisere.

Gassmarkedspakken oppretter også en frivillig mekanisme for å støtte utviklingen av et hydrogenmarked og et nytt organ for samarbeid mellom systemoperatører for hydrogen (European Network of Network Operators for Hydrogen, ENNOH), som vil delta i utforming av underliggende regelverk for hydrogenmarkedet. Pakken viderefører en felles innkjøpsmekanisme for gass, opprettet under energikrisen, med frivillig deltakelse. Pakken inneholder også bestemmelser om at medlemsstater kan begrense forsyning av gass og LNG fra Russland og Belarus av sikkerhetshensyn, og operasjonaliserer solidaritetsprinsippet mellom medlemsstater gjennom standardregler for samarbeid i en krise (der bilaterale solidaritetsavtaler ikke foreligger).37

En ny forordning for å redusere metanutslippene fra energisektoren ble framforhandlet parallelt med gasspakken. Her innføres nye krav om å måle, rapportere og verifisere metanutslipp innenfor olje-, gass- og kullsektorene, samt iverksette avbøtende tiltak for å unngå slike utslipp, inkludert å oppdage og reparere metanlekkasjer og begrense ventilering og fakling. Globale overvåkingsverktøy skal sikre åpenhet om metanutslipp fra import av olje, gass og kull til EU.38

I mars 2023 la Kommisjonen fram forslag til reform av kraftmarkedet, parallelt med forslag om en nullutslippsindustrilov (se kapittel 11). Bakteppet for kraftmarkedsreformen var de historisk høye energiprisene, som utløste diskusjoner om strukturelle endringer av kraftmarkedet. Kraftmarkedsreformen oppdaterer elektrisitetsdirektivet og -forordningen (sist endret med Ren energi-pakken i 2019) og REMIT-forordningen (2011). I forslaget ble den grunnleggende prisdannelsen (marginalprising) beholdt, og endringene er i hovedsak avgrenset til å styrke forbrukervernet og tilrettelegge for bedre prissikring, for dermed å skjerme forbrukere fra store prissvingninger.

En sentral del av kraftmarkedsreformen er også å bidra til mer fornybar energi, og bestemmelser om støttesystemer vil inngå i den reviderte elektrisitetsforordningen.39 Støttesystemer for fornybar energi og nye investeringer i kjernekraft skal fra 2027 utformes som toveis differansekontrakter. Her vil kraftprodusenten motta støtte dersom strømprisen går under et forhåndsbestemt nivå, og betale inn overskytende inntekt der strømprisen kommer over en forhåndsdefinert terskel. Investeringer i fornybar energi skal også stimuleres gjennom å tilrettelegge for langsiktige avtaler (power purchase agreements, PPA). En liten, men viktig, endring er at kapasitetsmekanismer ikke lenger trenger å være midlertidige. REMIT-forordningen styrkes for å sikre bedre tilsyn og hindre manipulering av energimarkedene. ACER vil kunne utføre fysiske inspeksjoner og få undersøke saker som har en grensekryssende dimensjon der det er mistanke om markedsmanipulering (se vedlegg 5). Det ble oppnådd politisk enighet om kraftmarkedsreformen i slutten av 2023, og formelle vedtak ventes i første halvdel av 2024.

9.3 Norges samarbeid med EU på energiområdet siden 2012

Store deler av EUs energipolitikk utviklet de siste 10–15 årene er ikke innlemmet i EØS-avtalen (se boks 9.3). I denne perioden har Norge fått et økt etterslep når det gjelder inkorporering av EUs energilovgivning.

Norske myndigheter har regelmessig kontakt med EU og medlemsstatene om energispørsmål. Det er dialog mellom den norske energiministeren og EUs energikommisær. Norge sender brev med innspill når nye EU-lover på energiområdet utformes og forhandles.

Energidepartementet har gjennomført høringer av ny EU-lovgivning i Norge, men det varierer noe om det gjennomføres høringer av forslag til EU-lover eller kun til den vedtatte EU-loven. En gjennomgang av norske høringer i perioden 2009–2023 viser at det på energiområdet ble gjennomført høringer knyttet til de fleste EU-lovene, til dels også før de ble vedtatt i EU.40 Det er også gjennomført flere høringer av underliggende regelverk, blant annet knyttet til EUs kraftmarkedsregulering. For EU-lovene på energiområder som er til vurdering for EØS-relevans, er det gjennomført høringer av enten forslag og/eller vedtatte versjoner på EU-siden. I forbindelse med høringer av den vedtatte «strømdelen» av Ren energi-pakken i 2020, fikk det daværende Olje- og energidepartementet kritikk for å sende kun engelskspråklige versjoner av lovtekstene på høring, og for at norske myndigheters egne vurderinger av regelverket eller spesifikke problemstillinger ikke inngikk i høringen.

At EU har beveget seg i retning dypere samarbeid om energispørsmål, har vært utfordrende for EØS-avtalen og for norsk politisk debatt. Norge var et foregangsland på energimarkedsintegrasjon, med et tidlig etablert nordisk samarbeid. I dag er det større politisk ambivalens blant norske politiske partier til å henge med videre når EU samler seg som gasskjøper og knytter seg tettere sammen i et felles regulert kraftmarked.

EUs fornybardirektiv av 2009 ble tatt inn i EØS-avtalen relativt raskt. Det tok om lag ti år å innlemme tredje energimarkedspakke. Selv om EUs gassmarkedsregelverk under tredje pakke er innlemmet i EØS-avtalen, er den praktiske betydningen mindre. Dette skyldes at EUs gassmarkedspolitikk har vært orientert mot organiseringen av et nedstrøms gassmarked. Gassforbruket i Norge er svært begrenset, og det er gitt unntak fra regelverket i områder i Norge der viktige gassinstallasjoner befinner seg.

Enkelte EU-lover på energiområdet har ligget til vurdering i over ti år. De siste fem årene har antallet EU-lover som ligger til vurdering for mulig EØS-innlemmelse vokst betydelig. Etter hyppige lovendringsprosesser i EU de siste fem–seks årene vil gjeldende EØS-rett per 2024 i flere tilfeller ligge to versjoner bak gjeldende EU-rett. Dette gjelder blant annet regler for kraftmarkedet og fornybar energi. I noen tilfeller er ikke første versjon av EU-lover innlemmet (REMIT-forordning, energieffektiviseringsdirektiv, energiinfrastrukturforordning), mens det i EU er vedtatt en eller flere revisjoner.

Norge er en kjærkommen gassleverandør for et Europa i energikrise. Samtidig har den norske posisjonen om at det er selskapene, ikke staten, som selger gass, og at norske myndigheter ikke kan påvirke gassprisene til europeiske kunder, ikke bare blitt møtt med forståelse i et Europa som har slitt med ekstreme gasspriser. I Norge har energikrisen i hovedsak dreid seg om høye strømpriser, dels fordi historisk lav vannstand i 2022 ble håndtert gjennom tett samarbeid mellom nasjonale myndigheter og strømbransjen for å sikre god disponering av vann i norske magasiner utover høsten og vinteren 2022. Norge har innført en særskilt ordning for å sikre forsyningssikkerhet for det norske kraftsystemet, som er utformet med henblikk på vannkraftens betydning for norsk strømforsyning.

9.3.1 Norsk deltakelse i EUs politikk for energiomstilling

Norge var med på deler av EUs energiomstillingspolitikk for 2020. Mens fornybardirektivet ble tatt inn relativt raskt og har bidratt til en høyere fornybarandel i Norge i 2020, ble EUs energieffektiviseringsdirektiver liggende til vurdering forbi 2020. Ett av disse er først innlemmet i 2022, og det andre er fortsatt til vurdering. Norges samarbeid med EU om satsing på fornybar energi styrket troen på et stort framtidig kraftoverskudd i Norge, men et høyt utbyggingstempo bidro til økt motstand mot ny kraftutbygging. Det anslås nå at Norge vil få en stram kraftbalanse mot 2030 som følge av lite ny produksjon samtidig som det ventes en økning i kraftforbruket. Nyere versjoner av EUs fornybar- og energieffektiviseringsdirektiver er ikke tatt inn i EØS-avtalen.

Under EUs fornybardirektiv av 2009 fikk Norge et nasjonalt mål om å øke andelen fornybar energi til 67,5 prosent innen 2020. Norge hadde allerede gjennomført en tidligere versjon (fra 2001) som kun omfattet strømsektoren, mens andelen fornybar energi nå skulle økes innenfor all energibruk, ikke bare strømforbruk. For å oppnå dette satset Norge på ny kraftutbygging. I 2012 innførte Norge et felles støttesystem for utbygging av fornybar energi sammen med Sverige (grønne sertifikater; se kapittel 8). Støttesystemet ble finansiert gjennom et påslag på strømregningen. Det var likevel en utbredt oppfatning at Norge gjennom ny kraftutbygging ville få et såpass stort kraftoverskudd framover at strømprisen i Norge ville reduseres, eller i verste fall kollapse.41 Dette medvirket til at det ble gitt konsesjon til to mellomlandsforbindelser, til henholdsvis Tyskland og Storbritannia, i 2014.42 Begge konsesjoner henviste til at norsk vannkraft ville samspille godt med Europas (herunder de to landenes) omlegging til fornybar energi.43

Norge overoppfylte fornybarmålet for 2020, med en andel på 77,4 prosent.44 Stor aktivitet og høyt tempo i sluttspurten for å få støtte sammenfalt med en kraftig og rask prisreduksjon for vindkraftteknologi.45 På grunn av gamle konsesjoner46 og rask teknologiutvikling, ble vindturbinene ofte større og høyere enn forespeilet. Dette førte til en kraftig motreaksjon mot utbygging av vindkraft på land, og full stans i konsesjonsbehandling i tre år (2019–2022).47 Ytterligere kontroverser fulgte med Fosen-saken, der statens vedtak om konsesjon til vindkraftutbygging på Fosen ble kjent ugyldig av Høyesterett fordi utbyggingen krenker reindriftssamenes rett til kulturutøvelse.48 For å bidra til økt legitimitet rundt vindkraftutbygging i Norge er det innført grunnrentebeskatning og styrket økt medbestemmelse for kommunene.

EUs energieffektiviseringsdirektiv fra 2012 erstattet et tidligere direktiv fra 2006. Et utkast til felles beslutning for å innlemme 2006-versjonen ble sendt fra EØS/EFTA-statene til Kommisjonen i 2013, men direktivet er ikke innlemmet – det var heller ikke lenger noen grunn til å ta inn denne versjonen i EØS-avtalen ettersom det trådte ut av kraft i EU i 2014. 2006-versjonen av direktivet er siden endret tre ganger (i 2012, 2018 og 2023) og er fortsatt under vurdering for EØS-innlemmelse. I 2023 ble en norsk lovendring vedtatt som innfører regler som også ligger i dette direktivet.49Bygningsenergidirektivet av 2010, som skal redusere energiforbruket i bygg, ble innlemmet i EØS-avtalen i 2022 og gjennomført i norsk rett i 2023. Senere versjoner av direktivet (2018 og 2024) er ikke innlemmet.

Norge ligger an til å få en strammere kraftbalanse mot 2030. Det henger sammen med lavere tempo i utbygging av ny fornybar energi, økning i strømforbruket i husholdninger og industri, samt planer i industri- og petroleumssektor som innebærer økt strømforbruk.50 Energikommisjonen anbefalte økt satsing på fornybarutbygging og energieffektivisering for å forbedre kraftbalansen mot 2030. Både Energikommisjonen og Strømprisutvalget trakk fram at et kraftoverskudd i Norge ville muliggjøre fortsatt lavere strømpriser i Norge enn i omliggende land.51 Mens deltakelse i EU-regelverk for fornybar energi bidro til økt utbygging av fornybar energi, deltok ikke Norge i EU-regelverket for energieffektivisering mot 2020.

Norge har ikke innlemmet nyere versjoner av EUs direktiver for fornybar energi, energieffektivisering og bygningsenergi vedtatt gjennom Ren energi-pakken (2018) eller Klar for 55 (2023). Gjennom EØS-avtalen deltar Norge i en merkeordning for elektrisitet kalt opprinnelsesgarantier.52 På EU-siden er ordningen nå regulert etter fornybardirektivet av 2019 og senere versjoner, som ikke er tatt inn i EØS-avtalen. I Norge er opprinnelsesgarantier hjemlet i fornybardirektivet av 2009, som i EU trådte ut av kraft i 2019. I motsetning til Norge får ikke Sveits og Storbritannia lenger delta i systemet for opprinnelsesgarantier.53 De siste årene har prisen for opprinnelsesgarantier økt, blant annet som følge av høyere strømpris.54

9.3.2 Norsk deltakelse i EUs kraftmarkedspolitikk

Norge har over tid blitt mer integrert – fysisk og markedsmessig – med Norden og Europa når det gjelder strøm. Den norske strømpolitikken gjorde Norge til et foregangsland som inspirerte andre nordiske land – og EU. De norske løsningene som ble utviklet utover 1990-tallet, var en kilde til inspirasjon for den etterfølgende reguleringen i EU. EU utviklet sitt regelverk i samme retning (se boks 9.4). Fra tredje energimarkedspakke, og særlig med Ren energi-pakken, har EU imidlertid satt større preg på den fysiske og markedsmessige integrasjonen av Europa på strømområdet. EU har de siste årene vedtatt mer felles lovgivning knyttet til forsyningssikkerhet og solidaritet mellom stater på energiområdet.

Tredje energimarkedspakke (2009) ble vedtatt innlemmet av EØS-komiteen i 2017 og godkjent av nasjonale parlamenter i EØS/EFTA-statene i 2018. Det tok nesten ti år fra tredje pakke ble vedtatt i EU til den trådte i kraft i Norge. I mellomtiden hadde bransje og forvaltning på tvers av EU-stater samarbeidet om nærmere spesifisering av hvordan EU-regelverket skulle praktiseres. Forut for EØS-innlemmelse deltok norske aktører på uformell basis i disse prosessene. Statnett var fullt medlem fra oppstarten av det europeiske samarbeidsorganet for systemoperatører i Europa (ENTSO-E). Gassco, operatør av det norske gassrørnettet til Europa, er observatør i det tilsvarende organet for gass (ENTSOG). Reguleringen av det nordiske kraftmarkedet ble videreutviklet gjennom disse prosessene. Selv om markedsbasert regulering av kraftforsyning er innført, er et betydelig offentlig eierskap innenfor kraftproduksjon videreført i Norge, Norden og mange EU-stater. Kraftnettet er monopolregulert for å sikre samfunnsmessig rasjonell bruk og utvikling.

EØS-innlemmelsen var gjenstand for forhandlinger mellom EU og EØS/EFTA-statene og resulterte i betydelige tilpasninger i forhold til EU-regelverket. Det tok tid å finne en løsning for deltakelse i, og gjennomføring av vedtak fra, EUs energibyrå ACER. En topilarløsning ble valgt for tilknytning av EØS/EFTA-stater til ACER, og med hensyn til ACER-vedtak via ESA (omtalt i kapittel 5).

Under tredje pakke kan ACER ta beslutninger knyttet til underliggende regelverk samt godkjenne søknader om unntak fra regelverket – i begge tilfeller kun der nasjonale reguleringsmyndigheter ikke er blitt enige. De overordnede politiske veivalgene om at strøm skal defineres som en vare, og at det skal tilrettelegges for økt kraftutveksling gjennom mer effektiv bruk av eksisterende mellomlandsforbindelser, er vedtatt av Europaparlamentet og EUs medlemsstater i Rådet. ACERs myndighet knyttes dermed til å sikre at politisk valgte prinsipper om ikke-diskriminering og like vilkår for handel innad i og mellom land følges opp i praksis.

Tredje pakke medførte opprettelsen av en uavhengig regulator (Reguleringsmyndigheten for energi, RME) i Norge, som ikke kunne instrueres av den norske regjeringen. RME er underlagt norske lover. RME skal sørge for at EØS-innlemmet EU-regelverk etterleves av ikke-statlige aktører i Norge, og kan fatte forvaltningsvedtak overfor disse.

Island har ingen mellomlandsforbindelser for strøm og gass, noe som gjør at deler av tredje pakke ikke er aktuelt. Island er i tillegg fritatt fra gassdelen av tredje pakke (gassdirektiv og -forordning). Flere øvrige tilpasninger gitt Liechtenstein og Island «speiler» unntak og fritak gitt til små land og øystater i lovteksten for tredje pakke. Der er også tilpasninger som reflekterer unntak gitt i EU-lovgivningen for spesielt definerte situasjoner. Unntak fra gassmarkedsregler for framvoksende markeder er på EØS-siden tatt i bruk for spesifikke geografiske områder i Norge (Jæren, Ryfylke og Hordaland), knyttet til at utbygging fant sted da det norske markedet hadde status som et framvoksende gassmarked. Øvrige tilpasninger dreier seg om EØS-avtalens virkeområde, der forholdet til tredjeland og mål på EU-nivå ikke er EØS-relevante (med mindre det er eksplisitt avtalt, jf. klimaavtalen, se kapittel 8). Derfor er klausuler i elektrisitetsdirektivet om felles unntak fra tredjelandsklausuler og vurderinger knyttet til EUs fornybarmål ikke innlemmet. I tillegg er det gitt enkelte tilpasninger knyttet til særegne nasjonale situasjoner i Norge: elektrisitetsdirektivet får ikke anvendelse på kraftlinjer til oppstrøms petroleumsinstallasjoner, og Melkøya unntas definisjoner av LNG-anlegg fordi det regnes som en del av oppstrøms gassforsyning heller enn nedstrøms.55

Norsk innlemmelse av tredje pakke ble gjenstand for en bredere offentlig diskusjon om ACERs myndighet, men også om Norges forhold til EU på energiområdet og handlingsrommet i EØS-avtalen. Den offentlige samtalen om tredje pakke ble mer kompleks fordi den sammenfalt i tid med EUs forhandlinger av Ren energi-pakken (også kjent som fjerde energipakke). Uavklarte og mulige endringer her ble trukket inn i den norske debatten om innlemmelse av tredje pakke (blant annet om føringer på bruken av flaskehalsinntekter). Høsten 2023 gjentok denne situasjonen seg, da diskusjonen av Ren energi-pakken i Norge pågikk parallelt med at EU forhandlet om en ny kraftmarkedsreform.

Diskusjonene rundt Norges samarbeid med EU på energiområdet sammenfalt også med en voksende debatt i Norge om ringvirkninger for norske strømpriser av nye mellomlandsforbindelser til Storbritannia og Tyskland. Industriens tilgang til billigere strøm i Norge enn i andre land, ble framhevet som viktig for norsk konkurranseevne. Debatten blusset opp igjen med stigende strømpriser høsten 2021, og gjennom energikrisen. Ren energi-pakken (2018–2019) ligger fortsatt til vurdering for EØS-innlemmelse per januar 2024. Dette illustrerer spenninger mellom ulike politiske partier i Norge i synet på samarbeid med EU på energiområdet.

I etterkant av at Stortinget godkjente innlemmelse av tredje pakke, anla organisasjonen Nei til EU søksmål mot staten. Nei til EU var kritisk til innlemmelsen av tredje pakke, og de hevdet at det ble overført mer myndighet til ACER enn det grunnlovshjemmelen som Stortinget benyttet da det fattet vedtak om innlemmelse, åpnet for. Saken ble avgjort av Høyesterett høsten 2023, som viste til at ACERs myndighet var begrenset til å fatte forvaltningsvedtak, ikke gjøre politiske veivalg. Høyesterett anså myndighetsoverføringen i tredje pakke som lite inngripende, og opprettholdt derfor Stortingets vedtak.

Forhandlingene mellom partiene på Stortinget om innlemmelse av tredje pakke medvirket til senere politiske erklæringer om at ingen nye mellomlandsforbindelser skulle bygges i inneværende stortingsperiode.56 Sistnevnte er også koblet til diskusjoner rundt utbygging av havvind i Nordsjøen. Ved planlegging av auksjoner for havvind i Nordsjøen diskuteres det hvordan havvind skal tilknyttes strømnettet på land. Havvindparker kan kobles til et land gjennom en radial eller til ett eller flere land gjennom en såkalt hybridforbindelse. Motstandere av hybridforbindelser har argumentert for at disse i praksis vil utgjøre nye mellomlandsforbindelser, mens forkjempere har trukket fram at planlagte havvindområder ligger nær Danmark (Sørlige Nordsjø II) og at radiell tilknytning kun til Norge vil gjøre havvindutbyggingen dyrere og mer avhengig av subsidier. Etter planen skal en første auksjonsrunde for utbygging med radialtilknytning gjennomføres i 2024.

9.4 EØS-relevans på energiområdet

Vurderingen av EØS-relevans beror på om rettsakten faller innenfor EØS-avtalens saklige og geografiske virkeområde. EØS-avtalen omhandler indre marked og miljø, men har også henvisninger til energi.

EØS/EFTA-statene har lagt til grunn at forsyningssikkerhet for energi ikke er omfattet av EØS-avtalen. Stortingsproposisjonen for samtykke til EØS-avtalen viste til at avtalen ikke innebærer at det legges opp til en felles energipolitikk, og at det var enighet mellom EU og EØS/EFTA-statene om at EFs beredskapslovgivning for oljekrise ikke skulle inngå i avtalen.57

Fram til 2009 ble EUs energilovgivning vedtatt med hjemmel i EU-traktatens artikler om miljø eller indre marked. Lisboatraktaten fra 2009 innførte en egen paragraf for energi, som senere vedtatte energilover ble hjemlet i.58 EØS-avtalen har ikke en tilsvarende paragraf, noe som kan gjøre det mer krevende å vurdere EØS-relevans på energiområdet. I nyere EU-regelverk knyttet til indre marked for energi er det mange henvisninger til solidaritet og forsyningssikkerhet. Bruken av regelverk for indre marked til å oppnå forsyningssikkerhet, kan innebære mer krevende prosesser rundt vurderinger av EØS-relevans framover.

Hva gjelder det geografiske virkeområdet, følger det av EØS-avtalen artikkel 126 nr. 1 at EØS-avtalen anvendes på territoriet til EFTA-statene. Norske myndigheter framholder at dette betyr at EØS-avtalen ikke skal anvendes i den tilstøtende sonen, den økonomiske sonen og på kontinentalsokkelen. ESA og Kommisjonen er av motsatt oppfatning. Nylig publisert juridisk forskning har argumentert for at EØS-rettens rekkevidde er funksjonelt heller enn geografisk bestemt.59

Uenigheten mellom EU og Norge knyttet til EØS-avtalens anvendelse på norsk sokkel, hindrer ikke at olje og gass produsert der regnes som produkter med opphav i EØS. Dette er nemlig særskilt regulert i EØS-avtalens protokoll 4 artikkel 4 nr. 1, som slår fast at «mineral products extracted from their soil or from their seabed» skal regnes som produkter som er «wholly obtained in the EEA». Selv om olje og gass skulle regnes som produsert utenfor EØS, så ville EU neppe innføre toll på produkter som de trenger, og som de heller ikke produserer selv i nevneverdig grad.

Det norske standpunktet om EØS-avtalens geografiske virkeområde har medført at rettsakter fra EU omhandlende sikkerhet for petroleumsvirksomhet eller for maritime områder ikke er innlemmet i EØS-avtalen (se kapittel 5). Norge har ikke ønsket å gi EØS-innlemmet regelverk anvendelse på norsk sokkel (jf. EUs helikopterdirektiv). En nylig domsavsigelse fra EFTA-domstolen peker mot at EU-rettsakter som er tatt inn i EØS-avtalen, også kommer til anvendelse på norsk sokkel der saksforholdene har tilstrekkelig nær tilknytning til EU/EØS.60 Norge har akseptert EØS-innlemmelse av EUs karbonlagringsdirektiv av 2009, som omfatter lagring av CO₂ på norsk sokkel (se kapittel 8).

Det er økt interesse fra EU og EUs medlemsstater for utbygging av havvind i Nordsjøen og utvikling av hydrogenproduksjon. Det vil kunne følges opp med EU-lovgivning som får anvendelse for energiinstallasjoner til havs. EUs reviderte infrastrukturforordning for energi innførte allerede i 2022 regler for samarbeid mellom stater om utbygging av slike felles prosjekter. For regelverk der Norge ønsker å delta, vil Norge kunne måtte akseptere at det også anvendes på norsk sokkel. Spørsmål rundt nye typer energiprosjekter i Nordsjøen vil være særlig relevante her.

9.5 EØS-samarbeidets betydning for norsk energipolitikk og forsyningssikkerhet

Norges forhold til EU på energiområdet er preget av at Norge er en stor produsent av olje og gass, og av Norges deltakelse i det som etter hvert har utviklet seg til å bli et europeisk samarbeid på kraftmarkedet. EUs energipolitikk kan påvirke norsk energipolitikk direkte og indirekte. Den direkte påvirkningen skjer i form av at EU-lover som innlemmes i EØS-avtalen blir en del av norsk energipolitikk. Den indirekte skjer når EU-politikken påvirker etterspørselen og prisutviklingen i energimarkedene i Europa, noe som har betydning for norsk eksport av gass og handel med strøm (se boks 9.5).

9.5.1 Betydningen av EU og EØS-avtalen for norsk petroleumspolitikk

Den norske petroleumspolitikken har vært preget av et motsetningsforhold, og samtidig en gjensidig avhengighet, mellom Norge som produsent og EU(-stater) som forbrukere. EU er avhengig av å få kjøpt gass fra Norge, samtidig som Norge er avhengig av signaler om langsiktig etterspørsel fra EU for å kunne investere i infrastruktur for å utvinne og transportere gassen til Europa. Etter Storbritannias utmelding har ikke EU lenger en stor petroleumsprodusent blant sine medlemsstater, og vil da ikke i samme grad som tidligere vektlegge petroleumsinteresser og hensyn i utformingen av sin klima-, energi- og næringspolitikk.

Den direkte betydningen av EUs energiregelverk for norsk petroleumspolitikk gjennom EØS-avtalen, har vært begrenset, grunnet et lavt nedstrøms gassforbruk i Norge. Norsk gjennomføring av EUs klimaregelverk (særlig kvotehandel) kan imidlertid få økt betydning framover. Innstrammingen av EUs kvotehandelssystem vedtatt i 2023 betyr at ingen nye kvoter vil bli tilgjengelige fra 2040 (se kapittel 8). På egen hånd vil EUs kvotesystem trolig likevel ikke gi tilstrekkelige insentiver til omstilling. Klimautvalget 2050 peker på at kvotehandel muliggjør utsettelse av utslippskutt, og at dette innebærer en risiko for at Norge kan måtte ta en stor del av kuttene, til høye omstillingskostnader i løpet av en kort periode, rett før 2050.61

EUs samarbeid på energiområdet har først og fremst en indirekte virkning på norsk petroleumssektor gjennom å påvirke utviklingen i etterspørsel i EU-stater som Norge eksporterer til. 95 prosent av norsk gasseksport foregår via gassrør til EU-stater og Storbritannia – bygget for salg av gass til europeiske kunder. På grunn av betydelig mindre tilgang til russisk gass, er EU nå avhengig av andre eksportører. Norge ble den største eksportøren av rørgass til Europa i 2022 som følge av fallet i russiske gassleveranser. Økt norsk gasseksport i 2022 ble høyt verdsatt i EU. Mange i Europa presset på for å få kjøpe gass til under den da svært høye markedsprisen, men norske myndigheter holdt fast ved prinsippet om at markedshensyn bestemmer gassprisen. Verdien av norsk olje- og gasseksport steg betraktelig i det som allerede var et rekordår i 2021, og særlig i 2022. Gasseksporten alene ga inntekter på 1357 milliarder norske kroner i 2022 (mot om lag 200 milliarder årlig i årene 2013–2019).62

Gjennom energikrisen har flere EU-stater, særlig Tyskland, også økt kapasiteten for import av flytende naturgass (LNG) fra et globalt marked. USA har på kort tid blitt verdens største LNG-eksportør, men videre vekst er gjenstand for intern politisk dragkamp. Framover vil EUs forhandlingsposisjon overfor eksportører av gass, i flytende og/eller rørs form, påvirkes av blant annet hvorvidt EU lykkes i å redusere sitt gassforbruk, EUs kapasitet for LNG-import og prisutviklingen i det globale LNG-markedet. Nye gassmarkedsregler i EU kan redusere konkurransen fra russisk rørgass ytterligere ved å gi medlemsstater vide rammer til ikke å handle gass med Russland av sikkerhetshensyn også framover. I dag har norsk rørgass konkurransefordeler i det europeiske markedet i form av lavere pris og utslipp enn LNG.

Mens energisikkerhet vanligvis diskuteres som sikker tilgang til nok energi (security of supply), har Norge søkt «etterspørselssikkerhet» (security of demand) fra EU. I årene forut for energikrisen, dreide EUs gassmarkedspolitikk mot mer kortsiktig børshandel av gass (spot) framfor langsiktige gassavtaler. Endringen ble reflektert i organiseringen av handel med norsk gass til Europa. I møte med mer kortsiktige kontrakter har en norsk strategi – for norske regjeringer så vel som for petroleumsselskapene – vært så langt som mulig å sikre politiske signaler fra EU og EU-stater om langsiktig etterspørsel etter gass. Motivet er å skape forutsigbarhet rundt de langsiktige investeringene på norsk sokkel, fordi investeringer i utvinning og transport av petroleum tas lang tid i forkant og er kostbare.

EUs økte klimaambisjoner de siste årene har gjort at EU i minkende grad er villig til å signalisere langsiktig etterspørsel etter gass, noe som på lengre sikt vil innebære lavere etterspørsel etter gass, også fra Norge. For å minske eksponeringen mot Russland har EU og EU-stater innført tiltak for å redusere etterspørselen etter gass som sådan. Sterk etterspørsel etter norsk gass på kort sikt har ikke endret EUs langsiktige ambisjoner om lavere klimautslipp gjennom redusert forbruk av kull, olje og gass. Kommisjonen har foreslått et mål om 90 prosent utslippsreduksjon innen 2040, noe som anslås å innebære en reduksjon på nær 80 prosent av forbruket av fossil energi til energiformål innen 2040 (sammenlignet med 2021).63

EUs klimaambisjoner følges også opp av lovgivning på energiområdet. Gjennom Klar for 55 har EU styrket satsingen på fornybar energi og energieffektivisering, som skal erstatte og redusere forbruket av (i stor grad importert) fossil energi. EU innfører nå et forbud mot langsiktige kontrakter for urenset gass med varighet forbi 2049, gjennom sitt oppdaterte regelverk for gassmarkedene. En nylig inngått gassavtale mellom Equinor og et tysk statlig gasselskap (Sefe) har et betydelig omfang (111 TWh årlig), men varigheten er begrenset til 2034 (med opsjon om forlenging til 2039 for en lavere mengde).64 EU har ikke forbud mot å kjøpe gass utenom langsiktige kontrakter, men EUs mål om netto null utslipp i 2050 innebærer at gjenværende bruk av fossil energi i 2050 vil avhenge av karbonfangst og/eller karbonopptak.

Mot 2050 har EU lagt en kurs mot en avkarbonisert (utslippsfri) energiforsyning. EUs mål om netto null klimagassutslipp i 2050, samt det foreslåtte klimamålet for 2040, innebærer at europeisk kraftproduksjon vil måtte være mer eller mindre utslippsfri innen 2040. 90 prosent av europeisk kraftproduksjon anslås å komme fra fornybar energi og kjernekraft i 2040.65 Østerrike, Belgia, Frankrike, Tyskland, Luxemburg, Nederland og Sveits kunngjorde i desember 2023 en felles ambisjon om å avkarbonisere sitt sammenkoblede elektrisitetssystem allerede innen 2035.66 EUs kraftmarkedsreform skal legge til rette for økt utbygging av fornybar energi og for ikke-fossil fleksibilitet, for å sikre ren og stabil kraftforsyning i medlemsstatene. EUs samarbeid og felles lovgivning på energiområdet vil dermed utgjøre viktige bidrag til EUs klimamål mot 2030, 2040 og 2050.

Norske regjeringer og selskaper har i møte med EUs klimapolitikk påpekt at utslippene fra gass er lavere enn fra kull, og vektlagt gassens potensial som fleksibel energikilde som kan å balansere ut variabel fornybar energi som sol og vind. Gjennom den snart vedtatte kraftmarkedsreformen søker EU nå å tilrettelegge for mer ikke-fossil fleksibilitet i medlemsstatenes kraftsystem. EUs langsiktige klimamål innebærer at resterende bruk av andre energikilder enn fornybar energi og kjernekraft i europeisk kraftforsyning i 2040, vil måtte skje i kombinasjon med karbonfangst eller kompenseres for gjennom karbonopptak.

Norges satsing på karbonfangst og -lagring (carbon capture and storage, CCS) og sterke ambisjoner for blått hydrogen (hydrogen laget av gass, men med CCS) kan ses i lys av EUs klimaambisjoner og endringene på energiområdet (se også kapittel 11). Equinors avtale med Sefe inneholder en ikke-forpliktende intensjon om storskala kjøp av «lavkarbonhydrogen» fra Norge fra 2029 og utover mot 2060.67 Etterspørsel fra EU etter renset gass og blått hydrogen fra Norge vil være avhengig av framtidig utvikling av gass- og hydrogenmarkedene i Europa, av utviklingen av fornybare gasser og av hydrogen laget av fornybar energi og kjernekraft. Faktorer som produksjons- og kostnadsnivå for de ulike lavutslippsløsningene, og hvordan ulike energibærere og -kilder skal spille sammen, blir viktige for norsk petroleumseksport framover.

Selv om tempoet i EUs omstilling skulle bli lavere enn de høye klimaambisjonene tilsier, er retningen klar. Konkret politikk for virkemidler og tiltak på energiområdet settes nå ut i praksis av medlemsstatene. Tiltakene bygger i mange tilfeller videre på eksisterende politikk, med nye tilskudd for å øke tempoet i tråd med forsterkede klimaambisjoner. Mulig lavere økonomisk aktivitet i EU-stater framover vil også kunne innebære lavere etterspørsel etter norske varer, inkludert fra petroleumssektor og energiintensiv industri. Det hersker blant annet usikkerhet rundt hvorvidt produksjon vil gjenopptas i deler av industrien som ble nedlagt eller redusert i løpet av energikrisen på grunn av økte energikostnader. Ytterligere usikkerhet utløses av et globalt subsidiekappløp og en mer proteksjonistisk verdensøkonomi. EUs industripolitikk fra 2023 søker imidlertid å tilrettelegge for ny, grønn vekst i europeisk økonomi (se kapittel 11).

9.5.2 Betydningen av EU og EØS-avtalen for norsk strømpolitikk og forsyningssikkerhet

For kraftsektoren har EØS-samarbeidet betydning både direkte og indirekte. EU-lovgivning for kraftsektoren inngår som en del av den norske politikken på området. EU har også en indirekte betydning for norsk kraftsektor, gjennom Norges tilknytning til kraftmarkeder i Norden og andre deler av Europa.

De grunnleggende spørsmålene om norsk ressursforvaltning er for det meste ikke regulert av EØS-avtalen. Beslutninger om å bygge ny kraftproduksjon, nett og mellomlandsforbindelser fattes nasjonalt. Finansiering av slike prosjekter må likevel være i tråd med EUs generelle konkurranse- og statsstøtteregler. EUs regulering av kraftmarkedene legger føringer på hvordan krafthandel organiseres og på bruken av eksisterende mellomlandsforbindelser. EØS-avtalen sikrer like rettigheter for, og likebehandling av, norske aktører innenfor det europeiske energimarkedet, som også blir underlagt de samme forpliktelsene som aktører i EU-stater.

Norge var sentral i utviklingen av det nordiske kraftmarkedet, som har vært en viktig modell for EUs politikk på området. Markedsorganisering av strømforsyning er i tråd med veletablert norsk politikk siden energiloven av 1990. Det nordiske samarbeidet om kraftmarkedet inngår nå som del av et større europeisk samarbeid knyttet til utforming av EU-regler. Dette øker betydningen av EØS-avtalen for Norge på energiområdet.

Selv om markedsmodellen ble gjenstand for diskusjon også i EU gjennom energikrisen, endrer ikke EUs kraftmarkedsreform den grunnleggende organiseringen av kraftmarkedet. Dette er i tråd med Strømprisutvalgets konklusjon om at alternativer (som betaling etter bud, todeling av markedet, eller statlig drift av kraftselskaper) ikke vil ivareta forsyningssikkerhet og effektiv utnyttelse av energiressursene like godt som dagens system. Foreslåtte alternativer ble vurdert å ikke gi større samfunnsøkonomisk lønnsomhet, men tvert imot gi færre midler til omfordeling.68

Norge har lenge hatt konkurransedyktige strømpriser som følge av en god kraftbalanse. Strømprisutvalget framhever at energikrisen ble utløst av en krigsdrevet energiknapphet, og at dette innebar en helt ny situasjon der europeiske og norske strømpriser uforutsett økte drastisk. I Norge sammenfalt dette med svært lave nivåer i norske vannmagasiner, etter høy norsk kraftproduksjon og eksport i 2021. Bakteppet var en forventning om gode utsikter til import fra Europa i 2022, men Russlands krig mot Ukraina og den drastiske reduksjonen av gassleveranser til Europa endret bildet fullstendig.69

Norges samarbeid med EU på strømområdet var blitt gjenstand for offentlige diskusjoner også i forbindelse med EØS-innlemmelse av tredje energimarkedspakke. Energikrisen utløste en debatt om hvorvidt Norge kunne begrense eksport av strøm til EU-stater. I den offentlige debatten var det ulikt syn på hvorvidt høye gasspriser var den største årsaken til økningen av strømprisen. Søkelyset ble vel så mye satt på såkalt prissmitte fra Europa gjennom mellomlandsforbindelsene. Den ekstraordinære inntjeningen fra salg av norsk gass til EU-stater ble i liten grad trukket inn i debatten rundt økningen av strømprisen i Norge.

EU-/EØS-retten er ikke til hinder for nasjonal inngripen dersom forsyningssikkerheten er truet. Sistnevnte innebærer situasjoner der det er overhengende fare for strømbrudd og der det er for lite strøm til å dekke behovene. Strømprisen kan imidlertid være høy også uten at forsyningssikkerheten nødvendigvis er truet. Den nye styringsmekanismen for situasjoner der det er utsikter til lav magasinfylling ble innført i Norge for å ivareta forsyningssikkerheten.

Energikrisen viste at politiske intervensjoner i form av særskilte ordninger var mulige i en situasjon med historisk høye strømpriser. EU lempet midlertidig på statsstøtteregelverket for å tilrettelegge for at medlemsstatene kunne innføre tiltak for å støtte selskaper som ble rammet av energikrisen. Også Norge innførte tiltak overfor næringslivet. EUs kraftmarkedsregler er heller ikke til hinder for at medlemsstater som regulerer sluttbrukerprisen kan videreføre dette også i mer normale tider. Strømprisutvalget vurderer at det er handlingsrom innenfor EØS-retten for tiltak rettet mot husholdninger og andre aktører som ikke er i konkurranse, og viser til at EUs statsstøtteregelverk setter rammer for mulighetene til å gi strømstøtte til næringslivet. Strømprisutvalget anbefalte å rette skjermingstiltak direkte mot sluttforbruker heller enn å gripe inn i prisdannelsen i engrosmarkedet. Bedre tilrettelegging for prissikring og fastprisavtaler vil ifølge Strømprisutvalget kunne skjerme store og små forbrukere fra de største prissvingningene. Dette kan stabilisere strømutgiftene, men vil ikke i seg selv redusere prisnivået vesentlig.70

Både Energikommisjonen og Strømprisutvalget viser til at økt kraftproduksjon og energieffektivisering kan styrke kraftbalansen i Norge, og at denne også påvirkes av endringer i kraftforbruket.71 Ifølge Strømprisutvalget kan redusert eller framtidig begrensning av utvekslingskapasitet med utlandet bidra til lavere priser så lenge Norge har kraftoverskudd, men ikke i et scenario med enda større kraftoverskudd i våre naboland. En eventuell prisdempende effekt vil samtidig kunne svekke forsyningssikkerheten.72 Kraftutveksling påvirker strømprisene i Norge, men sammen med en rekke andre faktorer, blant annet værforhold som påvirker produksjonen av fornybar energi og utviklingen i strømforbruket. Ifølge Strømprisutvalget er politikk for å skape et varig kraftoverskudd det viktigste tiltaket for å sikre lave og konkurransedyktige priser på sikt.73

Norge har over tid hatt et kraftoverskudd der egen produksjon har oversteget forbruket med rundt 17 TWh. Tidligere ble det forventet et stort kraftoverskudd framover både i Norge og Norden. Nå viser framskrivninger at Norge kan få et knapt kraftoverskudd på 1 TWh i 2030,74 eller et underskudd.75 En slik svekket kraftbalanse skyldes at det ikke er ventet særlig vekst i kraftproduksjonen før 2030, samtidig som forbruket ventes å øke. Ny kraftproduksjon etter 2030 ventes å forbedre situasjonen mot 2040, men med et mindre kraftoverskudd enn i dag. Her er det imidlertid stor usikkerhet. Forventninger om en svekket kraftbalanse for Norge framover samt mer ekstremvær som følge av klimaendringer (tørrår), vil øke betydningen av import for norsk forsyningssikkerhet. Store deler av norsk strømforsyning er avhengig av tilsig til vannmagasinene og dermed væravhengig over sesonger og år. Tilgangen til import kan styrke norsk forsyningssikkerhet gjennom økt tilgang til strøm fra flere ulike kilder. Import er viktig for Norge i tørrår, men bidrar også om vinteren, når norsk forbruk er høyere på grunn av kulda. Norge har tidligere i større grad stått overfor en såkalt «vårknipe» på slutten av vinteren, før snøsmeltingen igjen gir økt produksjon av vannkraft.

EU vil omstille sitt kraftsystem til ett med lavere klimautslipp. Denne utviklingen drives også framover av medlemsstatenes energipolitikk. Videre endringer av EU-regelverk om kraftmarkeder kan ventes i årene som kommer, i lys av at EUs klimamål for 2050 og det foreslåtte 2040-målet innebærer at europeisk kraftforsyning skal være nær utslippsfri innen 2040. I henhold til den snart vedtatte kraftmarkedsreformen, skal Kommisjonen evaluere regelverket innen midten av 2026, med lovforslag ved behov. Allerede innen seks måneder etter ikrafttredelse av pågående reform, skal Kommisjonen levere en rapport til Rådet og Europaparlamentet om hvordan prosesser for innføring av kapasitetsmekanismer kan forbedres og framskyndes. Strømprisutvalget vurderer at endringene som følger av omstillingen i det europeiske kraftsystemet, innebærer nye utfordringer for strømkunder, og at dette aktualiserer behovet for omfordelende tiltak.76

Det er et økende etterslep på EØS-siden av EU-lovgivning på energiområdet som ikke er innlemmet i EØS-avtalen. Dette gjelder også for regelverk for kraftmarkedet. Norge og de andre EØS/EFTA-statene har ikke tatt stilling til hvorvidt og hvordan Ren energi-pakken (2019) eller Kraftmarkedsreformen (2024) skal tas inn i EØS-avtalen.

Et voksende etterslep på energiområdet øker kompleksiteten for de offentlige diskusjonene rundt EØS-innlemmelse, spesielt der det samme regelverket allerede er i ferd med å endres på EU-nivå. EØS-innlemmelse av EU-lover for kraftsektoren spesielt er blitt gjenstand for mobilisering i Norge rundt bredere spørsmål om strømpolitikk og Norges forhold til EU som sådan. Endringer i EUs energisamarbeid aktualiserer også diskusjoner rundt nærings- og industripolitikk i Norge.

Etterslepet kan innebære ulike rammevilkår for personer og selskaper i Norge vis-à-vis tilsvarende i EU-stater på energiområdet. Der det er europeisk eller nordisk samarbeid om felles iverksetting av EU-lovgivning, kan sen innlemmelse skape usikkerhet for norsk deltakelse. For kraftsektoren er det et omfattende samarbeid om iverksetting av EUs kraftmarkedslovgivning, i form av felles europeisk eller nordisk utforming av nærmere regler for kraftmarkedene i Europa og Norden. EU-sidens tålmodighet og tillit til EØS/EFTA-statene er trolig viktig for å unngå at etterslep skaper problemer. Norsk deltakelse på uformell basis forut for EØS-innlemmelse, er en pragmatisk løsning, men innebærer deltakelse med manglende politisk forankring.

9.6 Utvalgets hovedfunn, vurderinger og tilrådinger

De siste femten årene har EUs energipolitikk gjennomgått et taktskifte, med en ambisiøs fornybar- og energieffektiviseringspolitikk og mer samarbeid for å sikre effektive energimarkeder i Europa. I den siste femårsperioden har EUs grønne giv satt kursen for den videre utviklingen av alle deler av EUs energipolitikk. Samtidig har energikrisen gitt omstillingen av energisystemet sikkerhetspolitiske dimensjoner. Mer fornybar energi og energieffektivisering reduserer klimautslipp og avhengigheten av russisk gass. Samarbeidet om energi i EU har hjulpet EU-statene til å stå sammen i håndteringen av den drastiske reduksjonen av gass fra Russland. De kommende årene vil preges av den pågående omstillingen bort fra russisk, men også øvrig, fossil energi i EU. Retningen er klar, men det hefter betydelig usikkerhet rundt hvordan dette vil gjennomføres. Trolig vil det innebære svingende energipriser og endringer i EUs energipolitikk også framover.

Hvordan sikre konkurredyktige rammevilkår for europeisk industri, seiler opp som et sentralt spørsmål for EU de neste fem årene, og her inngår energi som et viktig element. Norge økte gassforsyningen til EU-stater i 2022 og er i dag største eksportør av rørgass til Europa. Det er stort behov for norsk gass nå, men om ti–femten år vil det være stor usikkerhet når det gjelder etterspørselen. EUs omstilling bort fra russisk gass innebærer tiltak som reduserer forbruket av gass som sådan. Mot 2050 skal EUs klimautslipp reduseres til netto null, og forbruket av fossil energi innenfor energisektoren skal reduseres med nær 80 prosent innen 2040. EU vedtar nå forbud mot nye langsiktige kontrakter for urenset gass med varighet forbi 2049. Dermed blir utviklingen av verdikjeder og markeder for hydrogen og karbonfangst svært viktig for gassens rolle i Europa framover.

Energi er regnet som en vare etter EU-/EØS-retten, men flere av de grunnleggende spørsmålene i norsk energipolitikk er i liten eller ingen grad regulert av EØS-avtalen. Dette gjelder blant annet spørsmål om valg av energiproduksjon, det offentlige eierskapet til naturressursene, utbygging av overføringskapasitet til andre land og krav til reserver i fyllingsgraden for vannkraft. Norge har siden energiloven i 1991 hatt en markedsbasert kraftforsyning, og var sentral i utviklingen av et nordisk kraftmarked. Sistnevnte var en viktig modell for EUs politikk på området. Innføringen av konkurranse og marked har ikke vært til hinder for å videreføre offentlig eierskap av kraftproduksjon, som også i dag er utstrakt i Norge, Norden og mange EU-stater.

Det nordiske samarbeidet om kraftmarkedet inngår nå i et større europeisk samarbeid knyttet til utforming av EU-regler. Dette øker betydningen av EØS-avtalen for Norge. Det er et etterslep på innlemmelse av nytt energiregelverk i EØS-avtalen. Det medfører blant annet at gjeldende EU/EØS-rett i Norge og Sverige er i utakt. Regelverket for Europa og Norden har fortsatt å utvikle seg etter tredje energipakke, samtidig som nyere EU-regler ikke er innlemmet i EØS-avtalen. Dette gjelder blant annet Ren energi-pakken (også kjent som fjerde pakke) fra 2019, og kraftmarkedsreformen som vedtas i EU i 2024. I Norge har rollen til EUs energibyrå ACER har vært gjenstand for mange diskusjoner. Høyesterett slo høsten 2023 fast at ACER kun har forvaltningsmyndighet til å treffe enkeltvedtak på et avgrenset område. Myndighetsoverføringen til ACER anses som lite inngripende, og ACER har ifølge Høyesterett ikke myndighet til å treffe beslutninger av stor samfunnsmessig betydning i Norge. EØS-avtalen gir adgang til å delta i EUs samarbeidsorganer og felles ordninger. Storbritannia og Sveits har tidligere hatt betydelig innflytelse innenfor europeisk strømsamarbeid. Disse landene er fortsatt avhengig av et slikt samarbeid, men får i dag enten ikke lenger delta, eller kun delta på dårligere betingelser enn tidligere, grunnet manglende avtale om institusjonelt samarbeid med EU. EØS-avtalen er et eksempel på en avtale med institusjonelt samarbeid.

EU er en viktig samarbeidspartner for Norge på energiområdet. EØS-avtalen sikrer Norge markedsadgang for salg av energi i hele EØS-området. Den innebærer også at Norge som klar hovedregel ikke kan innføre eksportrestriksjoner på energi produsert i Norge. EUs regulering av kraftmarkedene legger føringer på hvordan krafthandel organiseres og på bruken av eksisterende mellomlandsforbindelser. EØS-avtalen sikrer like rettigheter for, og likebehandling av, norske aktører innenfor det europeiske energimarkedet, som også blir underlagt de samme forpliktelsene som aktører i EU-stater.

Norsk forsyningssikkerhet er avhengig av tilgang på energi fra våre nærmeste naboland, som med unntak av Storbritannia alle er medlemmer av EU. EØS-avtalen verner Norge mot at våre naboland begrenser strømflyten til Norge. EØS-avtalens betydning for norsk forsyningssikkerhet i tørrår er betydelig dersom det samtidig skulle være kraftunderskudd i EU. EØS-avtalen sikrer også tilgang til kraftutveksling som bidrar til å holde kraftsystemet stabilt. Import gjør at regulerbar vannkraft som ellers ville brukes, kan spares til et senere tidspunkt. Utvalget mener at EØS-samarbeidet er viktig for norsk forsyningssikkerhet, fordi EU-statene vil være forpliktet til å prioritere behovet for elektrisk kraft internt i EØS-området framfor kraftbehovet til et tredjeland.

Norge er etter utvalgets vurdering tjent med at europeiske kraftmarkeder er regulerte og velfungerende, og at EU-regler på området etterleves i EU-statene. Tyskland består i dag av ett budområde, noe som bidrar til høyere kraftpriser i Nord-Tyskland. Inndeling av Tyskland i flere budområder, ville være mer i tråd med prinsippene som ligger til grunn for EUs kraftmarkedsregulering, og ville trolig også bidratt til lavere kraftpriser i Norge og Norden. Beslutninger om budområdeinndeling ligger imidlertid i siste instans hos nasjonale myndigheter, og ikke hos EU-organer. Utvalget mener at endringer av det tyske budområdet er i Norges interesse, og at Norge bør spille dette inn i relevante EU-prosesser. Reduksjon av etterslep i EØS-EFTA-stater knyttet til EUs kraftmarkedsregelverk (som utgjør deler av Ren energi-pakken), vil sannsynligvis kunne gi økt troverdighet til en slik norsk posisjon.

Norges kraftsystem er i stor grad basert på regulerbar vannkraft, og både husholdningene og næringslivet bruker mye strøm. Det typiske i Norge har vært relativt rimelig strøm, med de fordeler det har gitt både private og industrielle aktører. De høye strømprisene de siste par årene har skapt uro i deler av befolkningen og næringslivet, også om virkningene av EØS-avtalen. Energiomstillingen og høye energipriser har aktualisert bruken av ulike kompenserende tiltak, både i Norge og EU. Så langt er det usikkerhet heftet til både virkninger av og mulighetsrommet for tiltak. Utvalget vil understreke viktigheten av at myndighetene framover løpende vurderer behovet for ulike typer omstillings- og omfordelingstiltak, basert på erfaringene både i Norge og i EU-statene. Både Strømprisutvalget og ACER har nylig utredet hvilke tiltak som ble tatt i bruk under energikrisen, og denne kunnskapen bør nyttiggjøres av norske myndigheter framover.

Lave strømpriser utgjør et konkurransefortrinn for norsk næringsliv, og spesielt for kraftkrevende industri. I årene framover vil behovet for fornybar kraft øke i takt med elektrifisering for å kutte klimautslipp. Energikommisjonen og Strømprisutvalget viste til en svekket norsk kraftbalanse framover, og anbefalte tiltak for å styrke denne. Norge er avhengig av store mengder privat kapital for å styrke egen produksjon av fornybar energi. EØS-avtalen vil i denne sammenheng bidra positivt, ved å gi forutsigbare rammevilkår for private investeringer. Ifølge Strømprisutvalget vil en styrket kraftbalanse bidra til konkurransedyktige norske strømpriser. For næringslivet må eventuelle støttetiltak, både for ny kraftproduksjon og for å redusere strømkostnader, vurderes i lys av EUs statsstøtteregler. Utvalget anbefaler at norske myndigheter deltar så aktivt som mulig i europeiske diskusjoner om behovet for støtte til industri og næringsliv, for å påvirke til at felles løsninger ivaretar norsk forsyningssikkerhet og konkurransedyktighet.

Utvalget legger til grunn at det er handlingsrom innenfor EØS-retten til å innføre nasjonale tiltak dersom forsyningssikkerheten er truet, og vil også vise til Strømprisutvalgets vurderinger. EØS-avtalen forhindrer ikke Norge i å innføre prisdempende tiltak rettet mot husholdninger og andre aktører som ikke er i grenseoverskridende konkurranse. EUs statsstøtteregelverk setter rammer for mulighetene til å gi strømstøtte til næringslivet, men handlingsrommet gjennom energikrisen har vært stort. Dette skyldes den krevende situasjonen for energiintensiv industri i Europa, som nå står overfor høye energipriser og krav til omstilling. Utvalget er enig med Strømprisutvalget om at endringene som følger av omstillingen av det europeiske kraftsystemet, innebærer nye utfordringer for strømkunder. Mer svingende strømpriser, særlig i en omstillingsperiode, aktualiserer behovet for omfordelende tiltak i sluttbrukermarkedet, også utenom krisesituasjoner. EØS-avtalen har ikke noen begrensninger for støttetiltak rettet mot husholdninger.

Norges erfaringer med EØS-samarbeidet har så langt vært i en periode preget av norsk kraftoverskudd, hvor Norge har vært en stor eksportør. Prognoser tilsier at Norge går mot en strammere kraftbalanse. Dette skyldes at det ventes lite ny kraftproduksjon i årene som kommer, samtidig som forbruket øker for å redusere klimautslippene gjennom elektrifisering av det som i dag er bruk av fossil energi. Utvalget vil her vise til Energikommisjonens anbefaling om å sikre ny kraftproduksjon i årene som kommer, for å styrke kraftbalansen. En styrket kraftbalanse vil være positivt for norsk forsyningssikkerhet, og kan også dempe strømprisene her hjemme.

Norge planlegger å bygge ut ny kraftproduksjon i Nordsjøen i form av havvind, og har også planer for hydrogenprosjekter. Norges syn er at EØS-avtalens geografiske virkeområde ikke omfatter kontinentalsokkelen, men er begrenset til landterritoriet, indre farvann og territorialfarvannet. Utvalget legger til grunn at det framover fortsatt vil søkes løsninger som sikrer norske interesser, og som ikke er til hinder for utbygging av produksjon av vindkraft og hydrogen i Nordsjøen.

Energikommisjonen anbefalte Norge å redusere energiforbruket med 20 TWh innen 2030.77 Dette kan også styrke den norske kraftbalansen. Deler av Ren energi-pakken er utformet for å redusere energiforbruket, særlig i bygg. Norge har et stort potensial for energieffektivisering, som følge av høyt strømforbruk til oppvarming og ved gjenvinning av overskuddsvarme i industrien. Energieffektivisering kan ruste innbyggere og næringsliv gjennom et redusert og fleksibelt forbruk som gjør at høye priser ikke treffer like hardt. Tiltak kan være kostbare, men statsstøttereglene gir bred adgang til å støtte ulike tiltak knyttet til energieffektivisering.

Det er begrensede muligheter for tilpasninger av EU-regelverk ved innlemmelse i EØS-avtalen. Mulighetene kan være større der EU-regler åpner for unntak, hvis disse passer med en aktuell situasjon i Norge. Alternativt kan Norge argumentere for tilpasninger for en særskilt norsk situasjon som ikke inngikk i EUs vurderinger ved utforming av regelverket. Fleksibilitet i EU-lover gir også rom for ulike nasjonale valg ved norsk gjennomføring av EØS-innlemmet EU-regelverk. Dette omfatter hvorvidt støtteordninger skal innføres, og utformingen av disse. Utdeling av offentlige midler til nye energiprosjekter må imidlertid være i tråd med EUs konkurranse- og statsstøtteregler.

Norge har i dag et stort etterslep når det gjelder innlemmelse av EØS-regelverk på energiområdet. Etterslepet innebærer at gjeldende EØS-regelverk i Norge ligger «to runder bak» gjeldende energiregelverk i EU. Forsinkelsene på EØS-EFTA-siden skyldes blant annet langdryge prosesser for vurdering av EØS-relevans, og hyppigere lovendringer på EU-siden de siste årene. Utvalget merker seg at etterslepet bidrar til at diskusjonene om et komplisert regelverk blir enda mer krevende. EU kan sette krav om EØS-innlemmelse av utestående regelverk. EUs tålmodighet med norsk energietterslep er på vei ned, og det er generelt en økende motvilje i EU mot særløsninger for enkeltland. Utvalget erfarer at EU har signalisert en tydelig forventning om at arbeidet med å innlemme utestående regelverk ferdigstilles. Manglende politisk avklaring rundt EØS-innlemmelse av EUs energiregelverk, særlig der dette strekker seg over flere år, skaper også uforutsigbarhet for næringslivet. Dette kan øke risikoen for at investeringer går til andre land. Etterslepet kan dessuten få betydning for Norges deltakelse i diskusjoner av videre regelverksutvikling og politikk på energiområdet i EU.

Energi er et politisk krevende og komplisert politikkområde i både Norge og EU. Det gjør det enda viktigere med åpenhet og klargjøring av hva som følger av EU-regler og hva som overlates til nasjonale myndigheter. Utvalget mener at mer kunnskap og oppdatert og lett tilgjengelig informasjon om EUs energipolitikk, kan bidra positivt til den offentlige debatten. Utvalget vil her også vise til Strømprisutvalgets anbefalinger om forskning på regelverks- og markedsutvikling på energiområdet i Europa, og jevnlige analyser fra energiforvaltningen. Norske myndigheter bør tilrettelegge for bredere involvering og forankring av ulike interesser i arbeidet med EU-spørsmål på energiområdet. Dette kan blant annet gjøres i forbindelse med vurderingene som gjøres av de ulike delene som inngår i Ren energi-pakken, og for nyere EU-regelverk på energiområdet.

EØS-samarbeidet hviler på en forutsetning om like regler i EU og EØS på områder knyttet til det indre markedet. For å ivareta EØS-avtalen og sikre norsk markedsadgang og like rammevilkår, er det i Norges interesse å redusere etterslepet. Dette er også viktig for å ivareta forsyningssikkerheten på sikt. Norske myndigheter bør sammen med EU finne gode løsninger for EØS-samarbeidet på energiområdet. Utvalget tilrår at det så fort som mulig avklares hvorvidt og hvordan Norge skal delta i de ulike delene av EUs energiregelverk.

Utvalgets tilrådinger kort oppsummert:

• Norske myndigheter bør raskt avklare EØS-relevansen til utestående rettsakter, og redusere etterslepet på innlemmelse av EUs energiregelverk i EØS-avtalen.

• Norge er tjent med at europeiske kraftmarkeder er velfungerende, og bør støtte relevante EU-prosesser som kan bidra til dette, som endringer av det tyske budområdet.

• Handlingsrommet innenfor EØS-avtalen på energiområdet bør brukes, både når det gjelder støtte til husholdninger, støtte til energieffektivisering og tiltak for å sikre forsyningssikkerheten.

• Norske myndigheter bør delta aktivt i europeiske diskusjoner om behovet for støtte til industri og næringsliv, for å påvirke til at felles løsninger ivaretar norsk forsyningssikkerhet og konkurransedyktighet.

• Norske myndigheter bør tilrettelegge for bredere involvering og forankring av ulike interesser i arbeidet med EØS-saker på energiområdet.

Utvalgets mindretall, medlemmet Smedshaug, vil i tillegg understreke at gitt kompleksiteten i Ren energi-pakken (Energipakke 4) og at Norge avviker fra EU på en del områder, er det klokt at enkeltdelene av denne pakken gjennomgås og vurderes, og slik at det da åpner for mulig enkeltvis innlemmelse av de ulike forordninger/direktiver i pakken, og slik redusere etterslepet gradvis. Dette medlemmet mener at ikke minst bygningsenergidirektivet gir særlige utfordringer, der relevans må vurderes opp mot at Norges strømforsyning allerede er fornybar med strøm fra regulerbar vannkraft, og at husholdningene i tillegg bruker bioenergi/ved og ikke fossile energikilder. Dette medlemmet mener at vurderinger av kostnadseffektiviteten i tiltakene og belastningen på husholdningene og næringsliv knyttet til mulig innlemmelse, også er avgjørende. Dette medlemmet mener at konkurransekraften til norsk industri og næringsliv, med økte og stadig likere energipriser med EU, bør utredes særskilt, også med søkelys på de ulike støtteordningene som er valgt i ulike EU-stater, og hvordan disse eventuelt kan tjene som basis for mulige norske ordninger, slik at det ved behov eller nye sjokk raskt kan innføres støtteordninger for å sikre ulike sektorer i norsk næringsliv.