MarIus

3.4.1 Tilnærminger til de juridiske utfordringene for hybridprosjekter

Som det følger av analysen over, er dagens regelverk som utgangspunkt ikke utformet med tanke på hybridforbindelser. Manglende klassifisering av hybridforbindelser gjør det uklart hvordan disse skal reguleres, og gjeldende kapasitetsregler kan utløse et behov for utbredt anvendelse av korrigerende tiltak, unntak og derogasjon. Anvendelsen av kapasitetsreglene for utvekslingsforbindelser, på hybridforbindelser, vil medføre diskriminering av hybridtilkoblede havvindparker.

For å løse dette problemet for hybridprosjekter, er det i hovedsak tre tilnærminger som kan tenkes:

1. Enten respektere gjeldende regler (del 3.4.2),

2. endre relevante EU/EØS-regler som er problematisk for hybridforbindelser (del 3.4.3),

3. eller opprette egne budområder til havs - Budområder til havs (del 3.4.4).

3.4.2 Anvende gjeldende regelverk med unntak og derogasjon

Den første mulige løsningen er å respektere gjeldende regler. Det innebærer at hybridforbindelser kan underlegges HM-modellen og det eksisterende juridiske rammeverket. Kapasitetsreglene alene vil medføre strukturelle flaskehalser på bekostning av den hybridtilkoblede havvindparken. Ved å anvende gjeldende regelverk kan man til en viss grad unngå de negative konsekvensene for havvindprodusentene som kapasitetsreglene medfører, gjennom innskrenkningstiltak^{(1) Del 3.3.1.}, unntak og derogasjon.

Dersom den delen av hybridforbindelsen som går fra havvindparken og til hjemmemarkedet, kategoriseres som en del av transmisjonsnettet^{(2) 3el-forordning art. 16 nr. 3. 4el-forordning 16 nr. 4.}, vil det bli behov for å anvende innskrenkningstiltak i større omfang. En omfattende bruk av slike innskrenkningstiltak vil kunne gi flere ineffektivitetsvirkninger.

En slik ineffektivitetsvirkning er for det første at mothandel forlytter kostnadene til forbrukere, gjennom økte kostnader for systemoperatør, uten at de strukturelle flaskehalsene blir tatt hånd om.^{(3) PROMOTioN (2020) Vedlegg 5. s. 203.} Det forskyver dermed konsekvensene over på forbrukerne, fremfor å løse selve hovedproblemet.

For det andre kan omdisponering gi uriktige pris- og markedssignaler. En mulig konsekvens er at man går glipp av økonomisk effektive insentiver for utvikling av kraftproduksjon der det er optimalt. I tillegg kan utnyttelsen av kraftkilder basert på fossil energi bli større enn nødvendig, for å kompensere for innskrenket havvindproduksjon. Dette anses negativt for klimamålene, og som en lite markedseffektiv løsning, sett hen til prissignaler og havvindprodusentens inntekter.^{(4) THEMA (2020) s. 77-78.} Videre kan det gi insentiver til overdimensjonering av havvindparker, for å kunne få rett på kompensasjon.^{(5) PROMOTioN (2020) Vedlegg 5. s. 202.}

Rettsvirkningene som en omfattende bruk av innskrenkningstiltakene medfører, vil ikke være i samsvar med hensynene regelverket er ment å ivareta.^{(6) Del 3.2.1.}

En mulig rettslig løsning for innskrenkningstiltakenes utfordringer er å benytte unntak eller derogasjon fra hovedregelen om maksimal/70 prosent kapasitet som skal være tilgjengelig for markedet. Dette innebærer enten å benytte unntaksordningen for «nye utvekslingsforbindelser» fra reglene om tredjepartstilgang^{(7) 3el-forordning art. 17. 4el-fororodning art. 63.}, eller derogasjonsordningene som gir grunnlag for å avvike fra reglene om kapasitetstildeling og flaskehalshåndtering^{(8) 3el-direktiv art. 44 nr. 1. 4el-forordning art. 64.}. Sistnevnte brukes allerede i dag ved KFCGS, som vist under del 3.3.3. Det kan imidlertid bli en kompleks prosess, ved at unntak og derogasjon kun fungerer individuelt, og ikke strukturelt. Det vil si at de vurderes konkret fra sak til sak, i begrensede perioder og under gitte vilkår. 4el-forordning gir heller ingen klare regulatoriske rammer for anvendelsen av unntak eller derogasjon for hybrider. Ordlyden i fortalen punkt 66 «where necessary» og «should duly consider» etterlater en stor tolkningsmargin, og «offshore hybrid asset» er ikke nevnt i definisjonene eller den operative delen av forordningen.

Videre kan det reises spørsmål ved omfanget av ordlyden «små, isolerte systemer»^{(9) 3el-direktiv art. 44 nr. 1. 4el-forordning art. 64 nr. 1 bokstav a.} i derogasjonsprosedyren. Rekkevidden av bestemmelsen kan bli problematisk for hybridtilkoblede havvindparker, herunder fremtidig hybridnett, da de tilsynelatende ikke passer en slik kategorisering. Det er særlig problematisk når større mengder volum fra fornybar energi til havs kobles sammen og hybridforbindelsene må brukes oftere. Derfor bør det heller søkes en strukturell rettslig løsning, selv om denne løsningen kan fungerer for individuelle prosjekter.

For langsiktige hybridprosjekter kreves det at regelverket gir forutsigbarhet for at havvindprodusentene skal foreta nødvendige investeringer. Det vil derfor ikke være samsvar mellom myndigheters ønskede satsning på prosjektene, og samtidig ha et regelverk hvor lønnsomheten baserer seg på individuelle unntaks- og derogasjonsbestemmelser. En forutsetning for at hybridløsninger skal kunne realiseres, er at investeringsrisiko og andre markedsvirkninger er forholdsvis klart på forhånd. Ideelt sett bør dette være på plass før anbudsprosessene.

3.4.3 Endre kapasitetsreglene for hybridforbindelser

En annen mer permanent og strukturell løsning, er å endre de delene av EØS/EU-regelverket som skaper utfordringer for hybridtilkoblede havvindparker. Spesielt siktes det her til maksimalregelen i 3el-forordning artikkel 16 nr. 3 og 4el-forordning artikkel 16 nr. 4, i tillegg til 70 prosent-regelen 4el-forordning art. 16 nr. 8. For å unngå flaskehalser for hybridtilkoblede havvindparker kan man eksempelvis skille mellom vanlige utvekslingsforbindelser og hybridforbindelser. Enten ved unnta hybridforbindelser fra kapasitetsreglene eller lage spesifikke regler (lex specialis) for hybridforbindelser.

Nye kapasitetsregler for hybrider kan anses som aktuelt. Europakommisjonen har blant annet tatt initiativ til en ny markedsreform.^{(10) COM(2023) final 148.} Signaler fra OED tyder på at også de avventer utviklingen av hybridprosjekter til EU har utformet et nytt, relevant regelverk for hybrider.^{(11) OED (2023b).} Videre finnes flere arbeidsgrupper som vurderer hensiktsmessig regler, som North Sea Energy Cooperation (NSEC).^{(12) NSEC (2020) s. 4.}

Endring av kapasitetsreglene for hybrider vil imidlertid innebære en endring av grunnleggende markedsprinsipper. Slike rettsendringer kan ta betydelig tid, vil avhenge av medlemsstatenes tilbøyelighet til endringene, samt politisk vilje og prioritering i EUs og EØS sine institusjoner. De politiske uenighetene ved implementeringen av 70 prosent-regelen i EU, og de forskjellige medlemsstatenes utfordringer, tyder på at en større regelendring neppe vil få en hurtig implementering.^{(13) Eikeland (2021) s. vii.} I norsk sammenheng tok det nesten ti år å gjennomføre EUs tredje energimarkedspakke.^{(14) Lovvedtak 44 (2017–2018) Lov om endringer i energiloven (tredje energimarkedspakke).} Det er fortsatt uklart hvor lang tid det vil ta å gjennomføre rettsaktene i EUs Ren energi-pakke fra 2019 og energiinfrastrukturforordning (TEN-E) fra 2013, i EØS-avtalen og norsk rett. Sistnevnte er allerede endret i EU.^{(15) Del 1.3.4.} Det kan medføre at endring av kapasitetsreglene tar så lang tid at den eventuelle forutsigbarheten det skulle bidra med, kommer for sent.

Videre vil det trolig ikke være hensiktsmessig å ha andre kapasitetsregler og standarder for hybrider, dersom disse skal integreres i eksisterende markeder. Av hensyn til forutberegnelighet for aktører som handler på land og til havs, bør etablering og drift av havnettet samsvare med reglene eller prinsippene i relevant energiregelverk. Hybridforbindelser utgjør også i stor grad en form for kryssende el-infrastruktur. Gjeldende kapasitetsregler vil da også være rimelig med hensyn til ikke-diskriminerende, markedsbaserte løsninger som gir effektive økonomiske signaler til berørte markedsdeltakerne og systemoperatører. Samlet sett anses derfor ikke en stor og omfattende endring av kapasitetsreglene for hybridforbindelser, som tilstrekkelig for å gi investeringsinsentiv til en rask utvikling av hybridprosjekter.

3.4.4 Erstatte hjemmemarked-modellen (HM) med Offshore Bidding Zone-modellen (OBZ)

En tredje tilnærming, er å avvike gjeldende HM-modell og opprette egne budområder til havs, såkalte Offshore Bidding Zones (OBZ).Hver OBZ kan bestå av de enkelte havvindparkene eller knutepunktene.^{(16) PROMOTioN (2020) Vedlegg 5. s. 209-210.} Disse OBZene kobles igjen til andre budområder – til land eller til havs – gjennom tverrsonale eller tverrnasjonale utvekslingsforbindelser.^{(17) Del 2.4.} Det er en løsning som har stor oppslutning blant norske aktører^{(18) F.eks. RME (2023) s. 28 flg.} og i EU^{(19) F.eks. Commission Staff Working document Accompanying the document Communication from the Commission to the European Parliament, the Council, the European Economic and Social Committee and the Committee of the Regions An EU strategy to harness the potential of offshore renewable energy for a climate neutral future [SWD(2020) 273 final] s.9.}.

Dette vil utvide havvindprodusentenes mulighet til å tilby kraftproduksjonen til hjemmemarkedet og andre tilkoblede markeder. Egne budområder til havs reduserer også strukturelle flaskehalser i hybridforbindelsen, behovet for unntak eller derogasjon, og behovet for innskrenkningstiltak.^{(20) Del 3.3.}

Opprettelse av budområder til havs utgjør dermed en strukturell løsning uten behov for å endre EU/EØS-rettens kapasitetsregler. Det krever hovedsakelig at man avviker gjeldende hjemmemarked-modell (HM). I stor grad vil reglene som allerede gjelder til lands, kunne overføres tilnærmet uforandret til budområdene til havs. En slik standardisering sikrer rettsenhet og forutberegnelighet for aktørene som deltar i markeder på land og til havs. Denne løsningen fremstår derfor mest hensiktsmessig, og vil bli analysert videre i avhandlingen.