Del 3 Energi og kontrollen med krafta

Et eksempel er ordningen med gunstige kraftkontrakter for kraftforedlende industri som ikke ble fornyet fordi EØS-tilsynet ESA mente dette industrikraftregimet var ulovlig statsstøtte. Industrien har langsiktige kontrakter, men de må være på markedsvilkår. Dette forsterker nå usikkerheten for industrien med utsikter til varig høyere strømpriser i store deler av Norge. Klimavennlig strøm eksporteres ut av landet fordi strømmen pålegges å være en vare som alle andre.

Stortingets omstridte vedtak av EUs tredje energipakke i mars 2018 knyttet Norge til EUs energiunion. EUs energibyrå ACER har en overordnet rolle både i nettutvikling og for kraftmarkedet. ACER skal påse at det er fri flyt i markedet, og kan treffe bindende vedtak for å håndheve EU-regelverket. For Norges del er det EØS-tilsynet ESA som formelt treffer vedtakene, som skal gjennomføres i Norge av Reguleringsmyndigheten for energi (RME). ACER/ESA har fått forsterket myndighet gjennom fire kommisjonsforordninger som stortingsflertallet godkjente i juni 2021. EUs fjerde energipakke, som ikke er behandlet i EØS ennå, betyr enda mer suverenitetsavståelse.

3.1 Energibyrået ACER og utenlandskablene

I ukene før Stortinget 22. mars 2018 vedtok EUs tredje energipakke, prøvde både daværende olje- og energiminister Terje Søviknes og direktør Per Sanderud i Norges vassdrags- og energidirektorat (NVE) å avvise at utenlandskabler ga høyere strømpris av betydning. De mente at dette i alle fall ikke hadde noe å gjøre med EUs energipakke og ACER (European Agency for the Cooperation of Energy Regulators). NVE-direktøren uttalte i et intervju med Klassekampen at det var null grunn til bekymring, tvert imot: «Flere kabler vil gjøre de ekstreme utslagene i strømprisene mindre. Men snittprisene vil bli høyere, ett til to øre per kilowattime i 2030»[78].

Vi trenger ikke vente til 2030 for å kunne si at denne analysen ikke har stått seg. Gjennom 2022 ble det satt stadig nye prisrekorder. Det kom ulike forklaringer fra ulike hold, der det pekes på lite regn og vann i magasinene, på kulde og vindstille, og på islagte elver i Sverige. Og på høye priser i Europa på kull, gass og CO2-kvoter. Industriaksjonen, med utspring i Fagbevegelsen, Alternativ energikommisjonen (AEK)[79] og andre pekte på den åpenbare sammenhengen med nye utenlandskabler som Norge er pålagt å drifte på det europeiske energimarkedets premisser. Det ble nedsatt et Strømprisutvalg, som i sin rapport «Balansekunst» utvetydig slo fast at utenlandskablene gir betydelig prissmitte i Norge.[80] Det illustreres ved at regjeringen har stanset North Connect-kabelen til Skottland. 

Da ACER ble opprettet i 2011, var det blant annet fordi EU mente at nettselskapene og landenes myndigheter tok for mange nasjonale hensyn, og ikke prioriterte kraft til mellomlandsforbindelsene. Med hovedsete i Ljubljana, Slovenia, skal Acer sørge for gjennomføring av energiunionens mål om energi som en femte frihet, med fri flyt av strøm (og gass) i EUs indre marked.

ACER har en overordnet rolle både i nettutvikling og for kraftmarkedet. EUs tredje energipakke har regler om produksjon, overføring, distribusjon og forsyning av strøm i et integrert og konkurransebasert marked. Det er ACER som følger opp regelverket og også kan treffe bindende vedtak, for Norges del via EØS-tilsynet ESA og Reguleringsmyndigheten for energi (RME), som skal være uavhengig av norske myndigheter.

Et banalt poeng er at ACER ikke vedtar en strømpris. Det er overlatt til markedet, som ACER påser at flyter fritt etter EUs regler. Algoritmene for strømflyt og kapasitetstildeling setter rammene for markedet, som igjen leder til den strømprisen vi ender opp med. Dette skjer gjennom retningslinjer og nettkoder vedtatt av EU-kommisjonen, som ACER forbereder og overvåker. ACER har fått forsterket myndighet gjennom fire kommisjonsforordninger som stortingsflertallet godkjente i juni 2021. EUs fjerde energipakke, som ikke er behandlet i EØS ennå, vil bety enda mer suverenitetsavståelse.

Nettleien er ventet å øke betydelig i årene som kommer, og har økt dramatisk ved inngangen til 2024, i noen tilfeller opp 70 prosent. Det er RME, og ikke NVE, som fastsetter inntektsrammen for nettselskapene, herunder hva de kan ta i nettleie. De såkalte flaskehalsinntektene har gjennom årene subsidiert nettleien med flere milliarder kroner. Dette er ekstrainntekter som Statnett får når man overfører strøm mellom to områder med prisforskjell. Systemoperatørene i hver «ende» av forbindelsen deler inntektene mellom seg. Tidligere kunne alle flaskehalsinntektene brukes til å redusere nettleien. Slik er det ikke lenger.

Grensehandelsforordningen, som inngår i tredje energipakke, bestemmer at flaskehalsinntektene skal benyttes til å sikre at tildelt kapasitet er tilgjengelig, og/eller til nettinvesteringer som bevarer eller øker samkjøringskapasiteten. Det er bare dersom inntektene ikke kan benyttes effektivt til disse formålene at de kan tas med i betraktningen når RME fastsetter inntektsrammene og dermed nettleien. Dette bekrefter RME i sitt godkjenningsvedtak til Statnett 15. november 2021.

Statnett har brukt flaskehalsinntektene til kapasitetstiltak, og det er lite igjen til å redusere nettleien. RME har imidlertid funnet et smutthull til å kompensere nettselskapene med flaskehalsinntekter som stammer fra kabelforbindelsen til Storbritannia. Det er gjort ved at RME har ført i pennen en midlertidig forskrift for slik bruk av flaskehalsinntektene.[81] Dette lar seg gjøre fordi Storbritannia ikke lenger er medlem av EU, og derfor ikke er omfattet av EUs energiregelverk. Flaskehalsinntekter fra kraftoverføring mot andre EØS-land brukes derimot i tråd med reguleringen i forordning om grensekryssende krafthandel artikkel 16.6. Det vil si at disse inntektene ikke skal brukes til å kompensere nettselskapene.

Satt på spissen: dyre investeringer i utenlandsforbindelsene blir avhjulpet med flaskehalsinntekter som tidligere gikk til strømforbrukerne. Metodikken for det hele, som avgrensingen av relevante kostnader, er bestemt av ACER. Dersom EUs fjerde energipakke innføres i EØS, vil også flaskehalsinntekter mellom prisområder i Norge bli omfattet av samme regelverk.

3.2 Energi som EUs femte frihet

Romatraktaten, selve grunnlaget for EEC (datidens EU), hadde ikke egne bestemmelser om energi. I Bratteli-regjeringens stortingsmelding «Om Norges tilslutning til De Europeiske Fellesskap» fra mars 1972 het det kort at «[n]orsk medlemskap i EF kan ikke sees å ville påvirke elektrisitetspolitikken og vannkraftutbyggingen»[82]. Samtidig var meldingen tydelig på at eksportindustrien var basert på utnyttelse av naturressursene: «De store vannkraftressurser har gitt basis for de kraftkrevende industrier.»[83]

Fremstøt for å ta energi inn i fellesmarkedet møtte betydelig motstand fra medlemslandene. Likevel ble det i Maastrichttraktaten fra 1993, som gjorde Det europeiske fellesskap (EF) til Den europeiske union (EU), åpnet opp for reguleringer på energisektoren. Dette ledet raskt til flere EU-regelverk som skulle liberalisere energimarkedene. Etter konsesjonsdirektivet i 1994 fulgte EUs energipakke 1, som besto av elektrisitetsmarkedsdirektivet (1996) og gassmarkedsdirektivet (1998).

Norge liberaliserte kraftmarkedet innenlands allerede i 1990, og det første elektrisitetsmarkedsdirektivet hadde derfor mindre betydning. Derimot brukte EU gassmarkedsdirektivet til å presse frem en avvikling av det norske gassforhandlingsutvalget, som skulle samordne salget slik at gassfeltene ble utnyttet effektivt og sikre en høyere pris. Som kjøper av gass hadde (og har) EU interesse av lave priser.

Det var Lisboatraktaten i 2009 som ga EU en tydeligere traktathjemmel for en felles energipolitikk, med sammenkobling av europeiske strømnett som et sentralt formål. Energipakke 3 operasjonaliserte dette med pålegg om ikke å begrense strømflyten, krav om politisk uavhengige reguleringsmyndigheter i landene (som «norske» RME) og opprettelsen av energibyrået ACER.

EU-kommisjonen fulgte opp med en melding om energiunionen i 2015, der energi omtales som en femte frihet i det indre markedet, ved siden av fri flyt av varer, tjenester, kapital og arbeidskraft. Kommisjonens ambisjon for Norge er tydelig nok: «EU vil fortsette å integrere Norge fullt ut i unionens indre energipolitikk.»[84] Meldingen la grunnlaget for Energipakke 4, som enda mer snevrer inn handlingsrommet for nasjonale reguleringer og styrker håndhevingsapparatet til ACER. Bit for bit, pakke for pakke har EU tatt grep om energipolitikken ved å gjøre nasjonal politisk styring svært vanskelig, for ikke å si ulovlig. Målsetningen i EU-regelverket er et markedsbasert system.  

 EØS-avtalen gjennomfører de fire friheter: fri bevegelse av varer, tjenester, kapital og arbeidskraft. Energi er i EU/EØS-retten i utgangspunktet ansett som en vare. EØS-avtalens artikkel 12 om forbud mot eksportrestriksjoner gjelder også for strøm, med mindre en avtalepart velger å definere strøm som et offentlig gode, og ikke en salgsvare. EØS-avtalen (avtalens hoveddel) bestemmer ikke med endelig virkning at strøm skal være en vare underlagt markedsreglene, slik professor Erling Hjelmeng har påpekt.[85]

 Hensikten med EUs energiunion er å integrere det europeiske strøm- og gassmarkedet til et sammenhengende hele, basert på friest mulig flyt til gjeldende markedspris. Nasjonale prioriteringer og kontroll med strømpris står i direkte motsetning til disse målsetningene. Energimarkedspakke 3 (og siden pakke 4) er regelverket som gjennomfører målsetningene. For å tydeliggjøre at energipakkene betyr en sterkere liberalisering enn det som følger av traktatprinsippene (og EØS-avtalen), omtaler altså EU-kommisjonen energi som en femte frihet i det indre markedet.

I overblikk har EU/EØS-regelverket hatt stor innvirkning på norsk olje-, gass- og kraftsektor. På alt fra konsesjonspolitikk og ressursforvaltning til eierskap, selskapsstrukturer og markedsliberalisering. Et vesentlig eksempel er de gunstige kraftkontraktene for kraftforedlende industri som ikke ble fornyet fordi EØS-tilsynet ESA mente dette industrikraftregimet var ulovlig statsstøtte. Industrien har langsiktige kontrakter, men de skal være på markedsvilkår. Dette forsterker nå usikkerheten for industrien med utsikter til varig mye høyere strømpriser.

3.3 Høy strømpris alvorlig for industrien

Norges nest største eksportnæring er kraftkrevende industri. Den omfatter produksjon av papir og papp, kjemiske råvarer, jern, stål og ferrolegeringer samt jernholdige metaller.

Totalt er det 15-16 000 arbeidsplasser i den kraftkrevende industrien.[86] Dette er bedrifter og arbeidsplasser spredt landet rundt fra Finnsnes til Lillesand. Ikke bare eksportinntektene, men også Norge ville sett helt annerledes ut uten denne industrien. Dette er ryggraden i norsk industri og avgjørende for det sterke Distrikts-Norge vi kjenner.

Kraftkostnadene utgjør gjerne mellom 20 og 50 prosent av industriens produksjonskostnader. Langsiktig tilgang på elektrisk kraft til konkurransedyktig pris er følgelig av avgjørende betydning for disse bedriftene.

Framsynte politiker så allerede tidlig på 1900-tallet at våre norske fossefall ble kjøpt opp. De innførte konsesjonslovene, krafta var til låns, men etter 60 år falt fossefallene vederlagsfritt tilbake til staten. Den samme tanken lå bak da vi fant oljen. Mens Danmark lot det private selskapet AP Møller få oljen, så sier petroleumslovens §1 at oljen er hele folkets eiendom. Utenlandske selskap kunne både lete og utvinne, men de måtte bidra til å bygge opp en norsk leverandørindustri, støtte norsk forskning og basene ble lagt der Stortinget bestemte. Statoil ble bygd opp og staten tok en direkte eierandel gjennom SDØE (Statens direkte økonomiske engasjement). Hadde Norge funnet oljen etter at EØS-avtalen ble inngått, ville ikke noe av dette vært mulig. Det ville blitt rammet av EUs konkurranseregler.

3.4 Balansekraft i EUs energiunion?

Økt eksport av kraft er ikke energieffektivt. Energitapet på selve eksportkabelen er 5 prosent, i tillegg opp til 10 prosent etter hvor strømmen kommer fra i Norge. Energitapet øker med avstanden. Nettselskapene må kompensere for nett-tapet ved å kjøpe strømmen som «forsvinner» til gjeldende spotpris, noe som veltes over på kundene i form av økt nettleie (se også punkt 3.1). Derfor vil det være mer energieffektivt å produsere aluminium og smelteverksprodukter nært energikilden og så eksportere disse produktene. Det gir dessuten arbeidsplasser, levende lokalsamfunn og høyere eksportinntekter.

En av inntektsmulighetene som ligger bak eksportkablene er muligheten for ikke bare å selge energi, men å selge effekt. Norge har store vannmagasin som kan lagre kraft. I og med at vannkraften er regulerbar, kan den gi balansekraft i energisystemet – i motsetning til for eksempel vindkraft. Det er ideer om å bruke lave strømpriser om natten til å pumpe vann opp i magasinene for så å selge strømmen dyrere tilbake under effekttoppene på morgen og ettermiddag.

Dette krever en helt annen kjøring av vannmagasin enn i dag. Effekten må bygges opp ved å installere flere og større turbiner og utvide tunneler. Mer effekt betyr større skille mellom høy og lav vannføring i elver og fosser og større skille mellom høy og lav vannstand i magasinene. Det krever svært konfliktfulle endringer av dagens konsesjoner.

Det er først og fremst økt andel av vindkraft og solenergi som fører til behov for lagring og effektberedskap. Skal EUs plan om fornybarandel i 2030 nås, er det en enorm lagringskapasitet som må utvikles. Det jobbes med teknologier for energilagring gjennom batterier, hydrogen, komprimert luft eller vann. Norges vannmagasin er store i norsk målestokk, men de blir svært små i forhold til EUs behov for lagring og balansekraft.

Bindingene til EUs energiunion skaper ubalanse i det norske kraftmarkedet og er i ferd med å tømme det norske, grønne kraftoverskuddet på ca. 20 TWh som trengs for klimaomstillingen. Klimavennlig strøm eksporteres ut av landet fordi strømmen i EUs indre marked er en vare som alle andre. Strøm burde i stedet anses som infrastruktur på linje med vei, vann og avløp.

3.5 Reguleringen av kraftmarkedet

Tilslutningen til EUs energiunion (tredje energimarkedspakke) i 2018 fratok norske myndigheter muligheten til å styre krafthandelen med EU og dermed strømprisen. Det er den klare hovedregelen per i dag.

EU/EØS-regelverket fastsetter at reguleringsmyndigheten RME skal være uavhengig av nasjonale myndigheter, det vil si at RME i enkeltsaker ikke kan påvirkes eller instrueres av NVE eller regjeringen. I stedet skal RME svare til EØS-tilsynet ESA, og i realiteten til energibyrået ACER. RME skal påse at EØS-regelverket følges i Norge og effektuere vedtak fra ACER (via ESA) overfor norske aktører, i praksis Statnett.

ACER kan treffe bindende vedtak blant annet i saker om reguleringen av kraftutveksling og kostnadsfordeling ved utbygging av nettforbindelser. Nye nettkoder (RFG)[87] hjemlet i Grensehandelsforordningen 714/2009 bestemmer teknologi og frekvenskrav for ny eller oppgradert kraftproduksjon, og vil følgelig ha betydning også for nasjonal konsesjonsbehandling.

Når en sak kommer til ACER, kan byrået bestemme om alle sider ved saken, ikke bare de elementene som reguleringsmyndighetene i landene ikke er enige om. Dette stadfestet EU-domstolen i to avgjørelser 15. februar 2023 om ACERs beslutningsmyndighet. EU-domstolen understreker at dette er en kompetanse ACER fikk allerede da byrået ble opprettet i tredje energipakke. Hensikten var å få til mer effektive og raskere beslutninger.

Logikken i systemet, påpeker EU-domstolen, er at når de nasjonale reguleringsmyndighetene sender en sak til ACER, «skal kompetansen til å vedta en slik beslutning ligge hos ACER, uten at det er meningen at deler av denne kompetansen kan beholdes på nasjonalt nivå av reguleringsmyndighetene, for eksempel for noen av reguleringsspørsmålene eller for noen av aspektene ved det aktuelle spørsmålet som de har kommet til enighet om»[88]. Sagt på en annen måte: det er ingen restkompetanse igjen på nasjonalt nivå. Når reguleringsmyndighetene oversender en sak til ACER, kan byrået vurdere hele saken.

Fra sitt hovedkontor i Ljubljana påser ACER at regelverket for EUs energiunion blir fulgt, og byrået treffer bindende vedtak i en rekke saker. Vedtakene gjelder operasjonaliseringen av EUs energimarked med mål om fri bevegelse av strøm (og gass) over landegrensene, slik at strømmen flyter dit prisen er høyest. Dermed presiserer ACERs vedtak også hva slags handlingsrom som finnes i landene for å regulere kraftflyten.

26. oktober i 2022 bestemte for eksempel ACER at Svenska kraftnät ikke kunne begrense krafteksporten til Finland og Danmark slik svenskene ønsket. Bakgrunnen var de store prisvariasjonene mellom nord og sør i Sverige, og problemer med overbelastning i strømnettet. Svenska kraftnät fikk en midlertidig aksept fra reguleringsmyndigheten Energimarknadsinspektionen (EI, som tilsvarer RME i Norge) for en viss eksportbegrensning med henvisning til forsyningssikkerheten. Danske og finske reguleringsmyndigheter protesterte og klaget saken inn til ACER. Energibyrået avviste vurderingene til den svenske systemoperatøren og reguleringsmyndigheten, med henvisning til kravet i Energipakke 4 om at landene er forpliktet til å stille minst 70 prosent av sin eksportkapasitet til rådighet for markedet. ACER mente at noe unntak ikke var nødvendig for å opprettholde driftssikkerheten.

ACER har truffet flere vedtak som regulerer det nordiske kraftmarkedet. 30. oktober 2019 fastsatte ACER metodikken for langsiktig kapasitetstildeling mellom budområdene i Norden. I vedtaket angir Acer detaljerte pålegg om endringer i forslaget fra de nordiske systemoperatørene. 

5. august 2020 fastsatte ACER vilkår og metoder for opprettelsen av et felles nordisk kapasitetsmarked for hurtige reserver. Og 13. august 2021 fattet ACER vedtak om kapasiteten for utveksling av balansekraft i den baltiske regionen, som omfatter Svenska kraftnät og finske Fingrid.

24. april 2023 traff ESA vedtak om de tekniske rammene for å innlemme Norge og Statnett i den nordiske og Hansaregionens budområder for strøm. Det vil si beslutningen er skrevet av EUs energibyrå ACER, og så formelt godkjent av ESA. Vedtaket ble så i august 2023 gjennomført av RME, uavhengig av norske myndigheter.

3.6 Kraftbørs og strømpriser

Regjeringen ba i 2022 RME vurdere «Handlingsrom for tiltak knyttet til overføring av kraft til utlandet». RMEs konklusjon er at det ikke kan innføres restriksjoner på krafteksporten av hensyn til strømprisen, kun om det er nødvendig for å ivareta forsyningssikkerhet.[89]

Grensehandelsforordningen (714/2009), som inngår i tredje energimarkedspakke, sier i artikkel 16.3:

«For de forbindelseslinjene og/eller overføringsnettene som har betydning for grensekryssende strømmer, skal størst mulig kapasitet stilles til markedsdeltakernes rådighet, samtidig som det tas hensyn til sikkerhetsstandardene for nettdrift.»

I forordningens vedlegg punkt 1.2 heter det videre: «Dersom det ikke foreligger noen overbelastning, skal tilgangen til forbindelsesledningen ikke begrenses.»

Stabile og forutsigbare strømpriser, som er lavere enn i andre land, er uforenlig med en europeisk kraftbørs der høyeste bud setter prisen. Nord Pool er hovedbørsen for fysisk krafthandel i Norden og Baltikum. EU/EØS-regelverket sier ikke uttrykkelig at det skal opprettes egne kraftbørser, men grensehandelsforordningen artikkel 12 har klare formaninger om å fremme utviklingen av kraftbørser. Det ligger som en forutsetning at kraft skal omsettes på en markedsplass. Det er RME som gir konsesjon til kraftbørser. EU-kommisjonens forordning om kapasitetsfastsettelse og flaskehalshåndtering (CACM, 2015/1222), som er inntatt i EØS, legger opp til konkurranse mellom flere kraftbørser.

3.7 Er det likevel mulig å ta kontroll med krafta?

RMEs vurdering av handlingsrommet bør ikke anses som en endelig fasit. Høy pris er gjerne uttrykk for en mangelsituasjon, som igjen henger tett sammen med forsyningssikkerheten. Risikoen ved å tolke reglene på en annen måte er dessuten ikke stor, som jusprofessor Finn Arnesen har påpekt. Arnesen mener det er mulig å innføre et nytt prisområde rundt en eller flere utenlandsforbindelser.[90] Strømprisutvalget mener på sin side at et nytt budområde der det verken foregår forbruk eller produksjon med tilhørende kjøp og salg, neppe vil gi endringer i prisdannelsen. Det vil snarere bli en ren transittsone. Av den reviderte ACER-forordningen i Energipakke 4 fremgår ellers at revisjon av budområder må godkjennes av ACER.

Hvis EØS-tilsynet ESA tar Norge inn for EFTA-domstolen, og Norge blir dømt, må det som domstolen mener er i strid med EØS endres, men det ilegges ingen straff. En prosess som dette kan pågå i mange år.

Med EØS-avtalens artikkel 112 kan det raskt innføres regulering av krafteksporten. Denne beskyttelsesklausulen kan brukes «dersom alvorlige økonomiske, samfunnsmessige eller miljømessige vanskeligheter som kan vedvare, er i ferd med å oppstå i en sektor eller innen et distrikt». Vi ser at både kraftkrevende industri og energisystemet som helhet er blitt alvorlig rammet av integreringen i EUs strømmarked. Bestemmelsen sier at beskyttelsestiltak skal være begrenset i tid og omfang. Avtalepartene skal orienteres umiddelbart og rådslagninger innledes i EØS-komiteen «med sikte på å finne en løsning som kan godtas av alle parter».

EØS-avtalen artikkel 13 åpner for at det kan innføres restriksjoner på varehandelen når det er begrunnet ut fra blant annet «hensynet til offentlig moral, orden og sikkerhet». Terskelen er ansett for å ligge høyt, men den er lite utprøvd i praksis. Videre sier artikkel 25 at man kan innføre «egnede tiltak» når det er «en alvorlig mangel på eller fare for alvorlig mangel på en vare som har avgjørende betydning for den eksporterende avtalepart». Det har flere ganger vært varslet om fare for rasjonering av strøm.

Verken EØS-avtalen eller tredje energimarkedspakke forhindrer Norge fra å regulere fyllingsgrad i vannmagasinene, begrunnet med forsyningssikkerhet. Kravene til magasinfylling i forhold til normalen for årstiden kan skjerpes, for å sikre en stabil kraftsituasjon i Norge. Indirekte vil dette regulere eksporten, men kan også begrunnes med for eksempel hensyn til natur og miljø. Konsesjoner som er gitt kan endres i tråd med dette.

For både kabelen til Tyskland og den til Storbritannia gir konsesjonene rett til å endre vilkårene dersom allmenne hensyn gjør det nødvendig. Konsesjonsvilkårene kan omgjøres slik at vi får kraftutveksling til gjensidig fordel. For kabelen til Tyskland må dette ses i sammenheng med allerede nevnte tiltak for nasjonal regulering. Overfor Storbritannia, som er utenfor EU og EØS, kan kraftavtalen sies opp med 12 måneders varsel hvis forhandlinger ikke fører frem.

Offentlig infrastruktur og ytelser skal være utenfor EØS-avtalens rekkevidde. Strøm er ikke som en hvilken som helst vare. Norsk industrihistorie og samfunnsbygging gir gode argumenter for at strømforsyning er grunnleggende infrastruktur. På dette grunnlaget kan Norge utfordre EU/EØS-rettens gjengse definisjon av strøm som en vare. Ved å gjøre tilpasninger i energiloven kan man underbygge at innenlandsk disponering av norsk vannkraft og strømforsyning er en offentlig ytelse.

Strømprisutvalget skriver i sin rapport:

«Avtalepartene i EØS er innrømmet en viss skjønnsfrihet til å omklassifisere strøm til et nødvendighetsgode på linje med andre nødvendighetsgoder som ikke er underlagt markedsreglene, som vann og avløp».[91]

Rapporten viser til et notat utarbeidet for utvalget av professor Erling Hjelmeng. Han konkluderer med at det vil «sannsynligvis være mulig etter EØS-avtalen å omdefinere kraft til et nødvendighetsgode og en tjeneste av allmenn økonomisk betydning, noe som i alle fall delvis vil sette markedsreglene ut av spill».[92] Denne viktige konklusjonen fant Strømprisutvalget ikke anledning til å undersøke nærmere, angivelig på grunn av tids- og kapasitetshensyn.

3.8 Hjemfallssaken og handlingsrommet

EØS-avtalens artikkel 125 sier: «Denne avtale skal ikke på noen måte berøre avtalepartenes regler om eiendomsretten». Etter ordlyden ligger det her en betydelig begrensning i hva EØS-avtalen kan regulere. Disponeringen av kraft er utøvelsen av eierskapet over blant annet vannfallrettigheter, så bestemmelsen tilsier at det bør være et betydelig handlingsrom i bruken av kraft – enten det er å selge den til lavere pris til norske forbrukere eller å eksportere den. I hjemfallssaken i 2007 fant derimot EFTA-domstolen at EØS-reglene om etablering og investering i aller høyeste grad berører eierskapet til vannkraft.

Hjemfallsretten, som ble innført i konsesjonsloven av 1917, betyr at kraftverk i privat eie overtas vederlagsfritt av staten etter 60 år. ESA mente hjemfallsretten diskriminerte private i forhold til fylkeskommunale og kommunale kraftverk, og derfor var i strid med EØS-avtalen. Det ga altså EFTA-domstolen ESA medhold i. Hjemfallsordningen ble ikke avviklet, men det ble gjort flere tilpasninger etter dommen. Private kan eie inntil én tredjedel av et kraftverk. En endring som Norsk Hydro benyttet til å fusjonere kraftverkene i Rødal Suldal med Lyse Energi, og slik unngå at vassdraget falt vederlagsfritt tilbake til staten. Utenlandske aktører har også kommet inn, og Dagens Næringsliv avslørte i 2022 at ca. 250 kraftverk eies fra skatteparadiser.[93] 

Det prinsipielle poenget er at den klare ordlyden i EØS-avtalens artikkel 125 ikke ga det brede nasjonale handlingsrommet som man hadde lagt til grunn fra norsk side.

I april 2019 startet ESA igjen undersøkelser av det norske konsesjonssystemet for kraft. Bakgrunnen var at EU-kommisjonen åpnet sak mot flere EU-land for nasjonale reguleringer i strid med tjenestedirektivet og hovedregelen om fri etableringsrett. Saken har ikke blitt fulgt opp videre fra ESA etter at EU-kommisjonen la sine saker til side.

I november 2022 fremla Alternativ energikommisjon (AEK) sin rapport om hvordan beholde lavere strømpriser i Norge enn i konkurrerende land, samt hvordan sikre nødvendige mengder strøm i en framtid der Norges CO2-utslipp skal drastisk ned. Handlingsrommet for tiltak i EØS-avtalen blir også behandlet av kommisjonen. I rapporten heter det:

«AEK mener at løsningene kan finnes innenfor rammene av EØS-avtalen og de forbeholdene som et flertall i Stortinget tok ved tilslutningen til EUs 3. energipakke i 2018. Dette krever at Norge tar initiativ til forhandlinger for å utnytte det handlingsrommet som EØS-avtalen gir. En rekke EU-land har truffet egne tiltak for å ivareta legitime nasjonale interesser. Det må Norge selvsagt også kunne gjøre. 

På tilsvarende måte må Norge ta initiativ til reforhandling av avtalen med Storbritannia om bruken av kabelen til England.

Handlingsrommet innenfor EØS/ACER er begrenset, men til stede. Handlingsrommet vil bli ytterligere begrenset hvis Norge tilslutter seg EUs energimarkedspakke 4.»[94]

Hvis handlingsrommet som beskrevet ovenfor og av AEK ikke viser seg å være tilstrekkelig, kan Norge ta opp spørsmålet i EØS-komiteen med sikte på å forhandle hele eller deler av tredje energimarkedspakke ut av EØS-avtalens energivedlegg. EØS-avtalens artikkel 102 gir anledning til å forhandle vedlegg og regelverk ut av avtalen. Oppnås ikke enighet i EØS-komiteen, vil det aktuelle vedlegget midlertidig settes ut av kraft inntil man finner en gjensidig godtakbar løsning. På alle andre områder vil avtalen fungere som tidligere.

Alternativt kan Norge straks påberope seg «nødbremsen» artikkel 112, mens storting og regjering samtidig tar skritt for ensidig å endre norsk lovverk gjennom å stryke alle henvisninger til aktuelle direktiver og forordninger på elektrisitetsområdet.

Videre kan Norge påberope seg vetoretten i EØS mot EUs fjerde energimarkedspakke. Dette vil stanse videre norsk integrering i EUs energiunion, og kan også føre EU til forhandlingsbordet om tredje energimarkedspakke. Veto (eller reservasjon) er en rettighet Norge har. EU kan ikke innføre mottiltak på andre områder, kun kreve at den direkte berørte delen av EØS-avtalen settes ut av kraft, det vil si innenfor energiregelverket.

Det er overveiende sannsynlig at EU vil strekke seg langt for å bevare et godt forhold til Norge som helt sentral gassleverandør til kontinentet. Og ingen tror vel for alvor at EU ville kreve at for eksempel Danmark eller Sverige skulle blokkere kraftlinjene til Norge. Det ville skade Danmark og Sverige minst like mye som Norge.

Minst av alt vil EU ta sjansen på å sette gassforsyning og fremtidig energisamarbeid med Norge i spill. Gassen betyr hundre ganger mer for EUs egen strømproduksjon enn den forholdsmessig beskjedne strømeksporten fra Norge gjennom utenlandskablene. Norge har særdeles gode forhandlingskort.

Noter

[78] Klassekampen 02.03.2018.

[79] Se AEKs nettside https://a-ek.no

[80] «Balansekunst», rapport fra Strømprisutvalget, 12.10.2023,
https://www.regjeringen.no/contentassets/95acb3e7cbe54e62b82173d9885935ed/rapport-fra-stromprisutvalget-12.-oktober-2023-balansekunst.pdf

[81] RME Rapport 2022-5, https://publikasjoner.nve.no/rme_rapport/2022/rme_rapport2022_05.pdf

[82] St. meld. Nr. 50 (1971-72), s. 72.

[83] St. meld. Nr. 50 (1971-72), s. 63.

[84] Energy union package, COM(2015) 80 final, s. 7: «The EU will continue to integrate Norway fully into its internal energy policies.»

[85] «Balansekunst», rapport fra Strømprisutvalget, 12.10.2023, s. 172.

[86] De Facto-rapport 1:2023, «Hvordan fastsettes de norske strømprisene?», januar 2023.

[87] Nettkode om nettilknytning av generatorer, kommisjonsforordning (EU) 2016/631 av 14. april 2016 om etablering av en nettkode om krav for nettilknytning av generatorer.

[88] Sak T-606/20, dommens avsnitt 49.

[89] Notat fra RME 22.08.2022, https://www.nve.no/media/14390/svar-paa-oppdrag-handlingsrom-for-tiltak-knyttet-til-overfoering-av-kraft-til-utlandet-4103282_1_1.pdf

[90] Nationen 23.12.2022.

[91] Se rapporten «Balansekunst», s. 172.

[92] Ibid.

[93] Dagens Næringsliv, 25.11.2022, https://www.dn.no/spesial/hvem-eier-norge/

[94] Rapport fra Alternativ energikommisjon 02.11.2022, s. 7, https://a-ek.no/rapport/