Ny reguleringsmodell for prising av fjernvarme

Rapport 2022/37

Haakon Riekeles, Dag Morten Dalen, Andreas Stranden Hoel-Holt og Lars Bugge

Ny reguleringsmodell for prising av fjernvarme

Kategori	Rapporter
Underkategori(er)	Kraft og energiReguleringer og konkurranseøkonomi
År	2022
Rapportnummer	37
Forfatter(e)	Haakon Riekeles Dag Morten Dalen Andreas Stranden Hoel-Holt Lars Bugge
Last ned	file_download (1.4 MB)
Les i nettleser	find_in_page

Rapport 2022/37	 | For 	Noregs vassdrags	- og energidirektorat (NVE) 	 	
 	
 	
 	
Varme	 til riktig pris	 	
Ny reguleringsmodell for prising av fjernvarme	 	
Haakon Riekeles, 	Dag Morten Dalen	, Lars Bugge	 og 	Andreas Stranden	 Hoel	-Holt

Varme til riktig pris	 	
 
Vista Analyse	 | 2022/37	 	2 	
 
Dokumentdetaljer	 	
Tittel	 	Varme til riktig pris	 	
Rapportnummer 	 	2022/37	 	
Forfattere	 	Haakon Riekeles, Dag Morten Dalen, Lars Bugge og Andreas Stranden Hoel	-Holt	 	
ISBN	 	978	-82	-8126	-595	-0 	
Prosjektnummer	 	22	-HWA	-02	 	
Prosjektleder	 	Haakon Riek	eles	 	
Oppdragsgiver	 	Norges 	vassdrags	- og energidirektorat (NVE)	 	
Dato for ferdigstilling	 	01.11.2022	 	
Kilde forsidefoto	 	He Gong, Unsplash.com	 	
Tilgjengelighet	 	Offentlig	 	
Nøkkelord	 	Kraft og energi, regulering	er og konkurranseøkonomi, fjernvarme	 	
 
 
 
 
 
 
 
 
Om 	Vista Analyse	 	
Vista Analyse AS er et samfunnsfaglig analyseselskap med hovedvekt på økonomisk utredning, evaluering, rådgivning 
og forskning. Vi utfører oppdrag med høy faglig kvalitet, uavhengighet og integritet. Våre sentrale temaområder er 
klima, energi	, samferdsel, næringsutvikling, byutvikling og velferd. Vista Analyse er vinner av Evalueringsprisen 2018.	 	
Våre medarbeidere har meget høy akademisk kompetanse og bred erfaring innenfor konsulentvirksomhet. Ved be-
hov benytter vi et velutviklet nettverk med	 selskaper og ressurspersoner nasjonalt og internasjonalt. Selskapet er i 	
sin helhet eiet av medarbeiderne.

Varme til riktig pris	 	
 
Vista Analyse	 | 2022/37	 	3 	
 
Forord 	 	
Vista Analyse	 har	, i samarbeid med Asplan Viak	 og	 på oppdrag fra Noregs vassdrags	- og energidirektorat (NVE)	, utre-	
det 	en ny regul	eringsmodell for prising av fjernvarme	. Oppdraget besto av to deler	, hvor den første 	va	r å foreslå en 	
forvaltningspraksis for beregning av dagens maksimalpris som er tilpasset innføringen av effektledd i nettleien, mens 
den andre og mest omfatt	ende delen besto i å utforme en ny 	prisregulering. I begge deler har vi kartlagt og vurdert 	
en rekke ulike alternativer	, og konkludert med klare anbefalinger.	 	
I NVE har Birger Bergesen 	vært vår hovedkontaktperson. Vi har også hatt 	kontakt med 	Benedicte Lan	gseth	 underveis 	
i prosjektet. 	Vi vil takke	 begge	 for et konstruktivt og lærerikt samarbeid.	 Vi vil 	også takke referansegruppen, som har 	
gitt nyttige innspill underveis.	 	
Denne rapporten er utarbeidet av Haakon Riekeles, Dag Morten Dalen og 	Andreas Stranden 	Hoel	-Holt	 fra Vista Ana-	
lyse og Lars Bugge fra Asplan Viak. 	I tillegg har Henning 	Wahl	quist 	bidr	att til prosjektet	 i en tidlig fase. Professor Espen 	
Moen og 	Sylvia Helene Skar har vært eksterne faglige ressurser.	 	
 
01.11.2022	 	
Haakon Riekeles	 	
 
Seniorøkonom	, 	
Vista Analyse AS

Varme til riktig pris	 	
 
Vista Analyse	 | 2022/37	 	4

Varme til riktig pris	 	
 
Vista Analyse	 | 2022/37	 	5 	
 
Innhold	 	
Sammendrag og konklusjoner	 ................................	................................	................................	................................	......	 7 	
1 	Innledning	 ................................	................................	................................	................................	...........................	 11	 	
2 	Ny forvaltning	spraksis for klager på fjernvarmeprisen	................................	................................	.......................	 12	 	
2.1	 	Bakgrunn for behovet	 	12	 	
2.2	 	Vurdering av metoder for å beregne maksimal pris på fjernvarme	 	13	 	
2.3	 	Alternative metoder for beregning av effektbruk fra fjernvarme	 	15	 	
2.4	 	Bruk av anslått ef	fekt til å fastsette et effektledd i nettleien	 	19	 	
2.5	 	Samlet anbefaling effektleddet i nettleien	 	24	 	
2.6	 	Tidsdifferensiert energileddet i nettleien 	 	25	 	
3 	Dagens fjernvarmemarked	 ................................	................................	................................	................................	. 26	 	
3.1 	Andelen fjernvarme i energiforbruket hos husholdningene øker	 	26	 	
3.2	 	Spillvarme fra avfallsforbrenning er den viktigste energikil	den	 	27	 	
3.3	 	Det er lokale variasjoner i hvilke energikilder som brukes	 	29	 	
3.4	 	Prisen på fjernvarme varierer over tid og mellom regioner	 	31	 	
4 	Alternative teknologier for oppvarming	 ................................	................................	................................	.............	 34	 	
4.1	 	Om fjernvarme	 	34	 	
4.2	 	Elektrisk oppvarming	 	35	 	
4.3	 	Bioe	nergi	 	35	 	
4.4	 	Varmepumpeløsninger	 	37	 	
4.5	 	Solenergiløsninger	 	38	 	
4.6	 	Spillvarme	- og overskuddsvarme	 	39	 	
4.7	 	Kort oppsummering 	- fjernvarme vs. alternativene	 	39	 	
5 	Alternative reguleringsmodeller	 ................................	................................	................................	.........................	 40	 	
5.1	 	Grad av markedsmakt	 	40	 	
5.2	 	Mål for reguleringen	 	43	 	
5.3	 	Uregulerte fjernvarmepriser 	– fri prisdannelse	 	44	 	
5.4	 	Avkastningsregulering	 	46	 	
5.5	 	Inntektsrammeregulering	 	47	 	
5.6	 	Maksimalpris	 	49	 	
5.7	 	Oppsummering	 	52	 	
6 	Fremtidig regulering av fjernvarmeprisen 	– et bedre pristak	................................	................................	.............	 53	 	
6.1	 	Riktig nivå på et pristak	 	53	 	
6.2	 	Endring i den alternative 	varmekilden som utgjør pristaket	 	55	 	
6.3	 	Referanseprisen på kraft	 	58	 	
6.4	 	Påslag for sparte investeringskostnader	 	62	 	
6.5	 	Bruken av et nytt pristak 	– åpning for ulike tariffstrukturer	 	64	 	
6.6	 	Tilknytningsavgift og prising av spisslast	 	65	 	
6.7	 	Implementering av pristaket	 	68	 	
Referanser	 ................................	................................	................................	................................	................................	.. 71

Varme til riktig pris	 	
 
Vista Analyse	 | 2022/37	 	6 	
 
Figurer	 	
Figur S.1	 	Nivået der foreslåtte pristaket ville hatt historisk og anslag på dagens pristak basert på 
nasjonale tall 	for kraftpris og nettleie	 ................................	................................	.............................	 10	 	
Figur 1	 	NVEs forklaring av beregning av strømpris	 ................................	................................	.....................	 12	 	
Figur 2	 	Effektledd hos de 15 største nettselskapene 	– trinn som er mest relevante for 	
husholdninger	 ................................	................................	................................	................................	. 20	 	
Figur 3	 	Effektledd hos de 15 største nettselskapene 	– trinn opp til 250 kW.	 ................................	.............	 21	 	
Figur 4	 	Total nettoproduksjon av fjernvarme (GWh)	 ................................	................................	..................	 26	 	
Figur 5	 	Forbruk av fjernvarm	e per sektor (GWh)	 ................................	................................	........................	 26	 	
Figur 6	 	Energiforbruk til oppvarming i husholdninger og fritidshus, etter energikilde	 ...............................	 27	 	
Figur 7	 	Energikilder levert fra varmesentral, 2021	 ................................	................................	.....................	 28	 	
Figur 8	 	Forbruk av brensel til bruttoproduksjon av fjernvarme	 ................................	................................	.. 28	 	
Figur 9	 	Ne	ttoproduksjon av fjernvarme, etter varmesentral	 ................................	................................	......	 29	 	
Figur 10	 	Variasjon i energikilder i de ti største 	fjernvarmebyene (2021)	 ................................	......................	 30	 	
Figur 11	 	Variasjon i energikilder hos de ti største fjernvarmeselskapene (2021)	 ................................	.........	 30	 	
Figur 12	 	Årlige gjennomsnittspriser fjernvarme, eks. MVA	 ................................	................................	..........	 31	 	
Figur 13	 	Sluttbrukerpris på strøm for husholdningene, eks. MVA. Kvartalsvis gjennomsnitt.	 ......................	 32	 	
Figur 14	 	Spotpriser på strøm, månedlig gjennomsnitt	 ................................	................................	.................	 32	 	
Figur 15	 	Fjernvarme: Investeringer og salgsinntekter over tid	 ................................	................................	.....	 33	 	
Figur 16	 	Skjematisk fremstilling av skritt ved vurdering av passende regulering av fjernvarme	...................	 41	 	
Figur 17	 	Fjernvarmekonsensjoner, søkt produksjon (GWh).	 ................................	................................	........	 49	 	
Figur 18	 	Skjematisk fremstilling av hensyn og utfall ved ulike 	prisnivåer	 ................................	.....................	 54	 	
Figur 19	 	Kvartalsvis utvikling i kraftpris og nettleie	 ................................	................................	......................	 59	 	
Figur 20	 	Historiske snitt av kraftprisen (eks. mva, i øre per kWh)	 ................................	................................	 60	 	
Figur 21	 	Energileddet i nettleien	 ................................	................................	................................	..................	 61	 	
Figur 22	 	LCOE for et utvalg løsninger for varmeproduksjon, grunnlast.	 ................................	.......................	 63	 	
Figur 23	 	Nivået der foreslåtte pristaket ville hatt historisk og anslag på dagens pristak basert på 
nasjonale tall for kraftpr	is og nettleie	 ................................	................................	.............................	 68	 	 
Tabeller	 	
Tabell S.1	 	Oppsummering av vurderingskrite	rier for ulike former for prisegulering	 ................................	........	 9 	
Tabell 2.1	 	Sammenligning av alternativer for beregning av effekt	 ................................	................................	.. 18	 	
Tabell 3.1	 	De ti største fjernvarmestedene	 ................................	................................	................................	.....	 29	 	
Tabell 4.1	 	Kostnader ved bioenergiløsninger	 ................................	................................	................................	.. 36	 	
Tabell 5.1	 	Sammenligning av alternat	iver for økonomisk regulering av fjernvarmeproduksjon	- og 	
distribusjon	 ................................	................................	................................	................................	.....	 52

Varme til riktig pris	 	
 	
Vista Analyse	 | 2022/37	 	7 	
 
Sammendrag og konklusjoner 	 	
Produksjon og distribusjon av fjernvarme er et naturlig monopol. Markedsmakten til fjernvarm-
eselskaper er begrenset av 	konkurranse med andre	 varmeløsninger. 	Vi finner likevel at en innlå-	
singseffekt for	 mange kunder, kombinert med virkningen av 	tilknytningsplikten, gjør at det nød-	
vendig med regulering av pri	ser. En kostnadsbasert regulering er lite hensiktsmessig	, da det 	re-	
duserer incentiver til effektiv drift. En inntektsrammeregulering 	vil være vanskel	ig å implemen-	
tere grunnet stor heterogenitet mellom fjernvarmeaktører. På bakgrunn av det 	anbefaler vi en 	
forbedret maksimalprisregulering. 	 	
Norge har gode erfaringer med 	dagens maksimalprisregulering, men det er flere forbedrings-	
punkter. 	Dagens regulering	 baserer seg på 	en alternativ oppvarmingskilde som er vesentlig dy-	
rere for brukere enn de 	mest aktuelle og rimelige løsninger for de fleste kunder i dag.	 Dagens 	
pristak 	er også komplisert å beregne og inneholder flere komponenter som ikke bidrar 	til en rik	tig 	
prising av fjernvarme.	 Vi foreslår på bakgrunn av det et pristak som tar utgangspunkt i 	den sam-	
funnsøkonomiske alternativ	kostnade	n ved oppvarming med varmepumpe. Vi foreslår også at 	
pristaket gjøres mer stabilt	, og at NVE 	fastsetter og 	publiserer nivået på pristaket.	 	
Dagens regulering er moden for en revurdering	 	
Dagens regulering fastslår at prisen på fjernvarme ikke skal 	overstige prisen på elektrisk oppvar-	
ming. Denne reguleringen 	har eksistert siden innføringen av fjernvarmeloven i 198	6, og har se-	
nere blitt videreført i 	energiloven. 	Hensikten er at fjernvarmekunder, særlig de som utsettes for 	
tilknytningsplikt, ikke skal komme dårligere ut	. For å få konsesjon er det 	et krav om å få vurdert 	
om 	drift	- og investeringskostnadene for fjernva	rme er lavere enn alternativ oppvarmin	g. 	
NVE behandler klager på fjernvarmeprisen ved å sammenligne fjernvarmeprisen med hva prisen 
ville vært 	med direkte elektrisk oppvarming. I det inngår alle elementer av strømprisen, det vil si 	
spotprisen, nettleien 	fra det lokale nettselskapet, alle avgifter og støtteordninger og et påslag. 	
Fra og med 	1. juli 2022 er det innført nye regler for nettleiestruktur for husholdningskunder, der 	
fastleddet 	i nettleien 	skal differensieres etter effekt.	 Å foreslå en forvaltnings	praksis for hvordan 	
det kan gjøres 	innenfor dagens reguleringsregime 	utgjør første del av denne utredningen.	 	
Siden maksprisreguleringen ble innført i 1986 har det skjedd store endringer i energimarkedene 
og i hvi	lke teknologier som er tilgengelig for oppva	rming av bygg. 	Det er derfor nødvendig å se på 	
om dagens direkte kobling mellom forbrukeres 	samlede strømkostnader og fjernvarmeprisen er 	
hensiktsmessig. Denne problemstillingen aktualiseres av 	den siste tids svært høye kraftpriser i 	
store deler av landet.	 Dette utgjør del to 	og den største delen av denne utredingen.	 	
Ny for	valtningspraksis med dagens regulering 	– Effektleddet	 i nettleien lar 	
seg ikke direkte omgjøres til en 	tilsvarende fjernvarmepris	 	
For å 	fastslå hvordan effektleddet i nettleien skal 	reflekteres i	 maksimalprisen på	 fjernvarmepri-	
sen, er det 	to problemer som må løses. 	Først må det anslås en effektbruk av fjernvarme for den 	
enkelte kunde	. Deretter må 	man finne en metode å putte 	denne effektbruken 	inn i det enkelte 	
nettselskaps modell for 	effektledd, på en måte som 	gjør at man får ut merkostnaden for kunden 	
dersom effektbruken fra fjernvarme i stedet hadde vært effektbruk fra elektrisk oppvarming.

Varme til riktig pris	 	
 	
Vista Analyse	 | 2022/37	 	8 	
 
Effektleddet i nettleien har vært mulig å innføre fordi 	det tidligere er innført krav om AMS	-måler	 	
for alle strømkunder. 	For fjernvarme har 	de fleste kunder ikke en måling av energibruk med høy 	
nok tidsoppløsning til at det er mulig å direkte fastslå 	kundens maksimale effektbruk per måned. 	
Vi har vurdert ulike måter å komme rundt dette problemet, o	g konkluderer med at den beste 	
løsningen er å fastsette effektbruken ut ifra en antakelse om jevn effektbruk fra kunden 	i den 	
perioden man har måling for. Alternative metoder vil være vesentlig mer komplisert å implemen-
tere, uten at 	de nødvendigvis vil gi 	et mer nøyaktig resultat for den enkelte kunde.	 	
Når denne anslåtte effektbruken skal omg	jøres til en merkostnad i kundens effektledd 	i nettleien, 	
står man overfor 	problemet knyttet til at nettselskapenes effektledd er beregnet ut ifra trinnba-	
serte modeller	, med ulik avstand mellom trinnene 	innad i hvert selskaps modell, og ulike størrelse 	
på prisøkningen ved hvert enkelt trinn. 	 	
Effektbruk i form av fjernvarme skal	, ba	sert på maksimalprisens logikk, bare gi en økt kostnad 	
dersom det bringer den samlede effe	ktbruken til kunden over på et nytt trinn. Om effektbruken 	
fra fjernvarme 	gjør det, avhenger da av den samlede effektbruken av strøm	 og fjernvarme i sum	 	
for den enkelte kunde.	 Det er ikke gjennom	førbart å kreve at fjernvarmeselskape	r må kjenne til 	
strømfor	bruket 	time for time 	til hver enkelt kunde for å vite hvor høyt effektleddet og dermed 	
den samlet fjernvarmeprisen kan være. Det er heller ikke ønskelig for kunden eller NVE som skal 
behandle eventuelle klager på fjernvarmeprisen	 med en så komp	lisert 	maksp	ris	. 	
I tillegg er det mange tilfeller d	er fjernvarmekunden ikke samsvarer med en enkelt strømkunde, 	
for eksempel i boligblokker der fjernvarme faktureres sameie eller borettslaget samlet, mens 
strøm faktureres hver enkelt leilighet.	 Basert på disse hensynene 	konkluderer vi med at det må 	
beregnes et separat effektledd for fjernvarme, som ikke tar hensyn til effektleddet kunden alle-
rede betaler for strøm.	 	
Dagens fjernvarmemarked	 	
I 2021 var total produksjon av fjernvarme i Norge på 	7,45 TWh. Produksjonen av fjernvarme har 	
økt jevnt siden 1980	-tallet	. Den største brenselskilden i produksjon av fjernvarme er gjenvunnet 	
varme	. Av denne, utgjorde spillvarme fra avfallsforbrenning 89 prosent i 2021 og spillvarme fra 	
industrien og kraftpro	duksjon resten	. Bioenergi	 er nest 	største energikilde og	 sto for 29 prosent 	
av energien levert fra varmesentraler i 2021, der om lag halvparten produseres ved forbrenning 
av skogflis	. Fjernvarme er best egnet i urbane strøk der befolkningstettheten er høy 	og det er 	
mange kun	-der å dele investeringskostnaden på. Oslo er byen med klart størst produksjon av 	
fjernvarme i Norg	e. Fordi fjernvarme produseres av lokalt tilgjengelig restvarme i ulike former, vil 	
det også være lokale variasjoner i hvilke energikilder	 som brukes.	 Andelen gjenvunnet varme va-	
rierer for eksempel fra til 82 prosent blant de ti største fje	rnvarmeprodusentene i landet.	 Den 	
heterogeniteten er en utfordring for 	noen typer prisregulering, særlig inntektsrammeregulering	. 	
Prisen på fjernvarme 	varierer over tid, og ser ut til å følge 	prisen på strøm tett. 	Fjernvarmeselska-	
pene legger seg stort sett på, eller tett opp til maksprisen i sin pris.	 	
Alternativene i varmemarkedet	 	
Det vanligste alternativet i varmemarkedet er fortsatt elektrisk oppvarming	, med ved som den 	
nest største varmekilden. En økende andel av 	varmemarkedet dekkes imidlertid av ulike former

Varme til riktig 	pris	 	
 	
Vista Analyse	 | 2022/37	 	9 	
 
for varmepumper. Varmepumper bruker også strøm, s	å deres energibruk reflekteres i 	tallene 	
over bruk av elektrisitet	. Men 	varmepumper	 henter i tillegg varmeenergi fra omgivelsene, det seg 	
være 	ute	luft, sjøvan	n, elvevann, berggrunnen eller jord	. NVE anslo at det i 2015 var cirka 750 000 	
varmepumper i drift	, og at om lag 27 prosent av husholdningene hadde varmepumpe.	 Siden da 	
har det blit	t solgt over 600	 000 	nye varmepumper. De fleste varmepumpene er luft	-til-luft var-	
mepumper, som ikke 	konkurrerer direkte med fjernvarme, men også luft	-til-vann og væske	-til-	
vann varmepumper har opplevd en betydelig vekst.	 Bioenergi er også en viktig varmeki	lde. De 	
mest brukte brenslene ut	enom	 ved er 	pellets, flis	, briketter	 og bioolje.	 	
Fjernvarmeselskapene har markedsmakt	 og prisen bør reguleres	 	
Selv om fjernvarme er i konkurranse med andre varmekilder, er vår konklusjon at fjernvarme	sel-	
skapene	 har 	markedsma	kt overfor sine kunder. Det er særlig grunnet innlåsingseffekter når 	var-	
meteknologi først er valgt, men også tilknytningsplikten bidrar til markedsmakten. 	På bakgrunn 	
av det mener vi det ikke er ønskelig med 	et deregulert fjernvarmemarked. Flere land 	har d	eregu-	
lerte fjernvarmemarkeder, som viser at det er mulig	. I disse landene 	ha	r det	 imidlertid vist seg å 	
være	 behov for 	ulike former for markedsovervåkning	 av forbrukermyndigheter eller konkurran-	
semyndigheter	 for å hindre at fjernvarmeselskaper utnytter sin	 stilling ovenfor kundene.	 	
Vi mener en kostnadsbasert regulering av fjernvarmeprisen ikke er hensiktsmessig, da det gir dår-
lige incentiver til effektiv drift hos fjernvarmeselskapene. Det er også en reguleringsform som 
krever 	tett overvåkning fra regulator	, noe erfaringer fra Danmark viser.	 En inntektsrammeregu-	
lering er et nærliggende alternativ	, som vi har erfaring med i Norge i reguleringen av nettselskaper. 	
Vi finner imidlertid at det er for stor heterogenitet i 	fjernvarmebransjen til at det er mulig å i	nn-	
føre en 	inntektsrammeregulering.	 	
Vår konklusjon er derfor at en maksprisregulering	, der det settes et tak på prisen som kan tas,	 	
fortsatt er det beste alternativet	. 	
Tabell S.	1 	Oppsummering av vurderingskriterier for 	ulike former for prisegulering	 	
Vurderingskriterier	 	Fri pris-
dannelse	 	
Avkastnings-
regulering	 	
Inntektsramme-	
regulering	 	
Pristak	 	
Effektive teknologi	-/varmevalg	 	+ 	-- 	+ 	++ 	
Effektive investeringer i ny kapasitet	 	++ 	-- 	- 	++ 	
Fordelingseffekter	 	-- 	++ 	+ 	- 	
Transparens og lav kompleksitet	 	++ 	- 	-- 	++ 	
Regulators informasjonsbehov	 	+++	 	- 	-- 	++ 	
Vi anbefaler at pristaket baserer seg på de samfunnsøkonomiske kostnadene ved det beste til-
gjengelige alternativet	. 	
Et bedre pristak er 	mulig	 	
Et pristak basert på det beste tilgjengelige alternativet i varmemarkedet 	bør	 ikke ta utgangspunkt 	
i prisen på direkte elektrisk oppvarming. Vår vurdering er at prisen på oppvarming 	med varme-	
pumpe bør være 	grunnlaget for pristaket. Ut ifra det foreslår vi 	et pristak som beregnes ut ifra 	
følgende komponenter:

Varme til riktig pris	 	
 	
Vista Analyse	 | 2022/37	 	10	 	
 	
�������=	(1
�)�������+	� 	
Der 	PT er pristaket, 	PE er en referansepris på kraft, 	E er gjennomsnittlig effektfaktor 	på aktuelle 	
varmepumpealternativer, og 	a er et p	åslag 	som skal reflektere kundens og samfunnet sparte in-	
vesteringskostnader ved bruk av fjernvarme heller enn varmepumpe.	 For at et pristak skal være 	
praktisk gjennomførbart å håndheve for NVE, mulig å forholde seg til for fjernvarmeselskapene 
og forståeli	g for kundene, må både effektfaktoren og investeringskostnaden for varmepumpe 	
som skal inngå i pristaket være basert på gjennomsnittsbetraktninger som gjelder likt for alle bygg.	 	
Vi foreslår at referanseprisen skal 	glatte ut kortsiktige svingninger i kraft	prisen, for å gi fjernvar-	
meselskaper og kunder e	t mer stabil	t pristak å forholde seg til. Med våre antagelser om 	størrelsen 	
på de ulike komponentene og vår beregningsmetode, ville pristaket i årene fra 2013 til i dag	 vært 	
som vist i figuren under	 	
Figur S.	1 	Nivået der foreslåtte pristaket ville hatt historisk og anslag på dagens pristak 
basert på nasjonale tall for kraftpris og nettleie	 	
 	
Vi anbefaler at pristaket settes og publiseres av NVE, heller enn at det 	overlates til det enkelte 	
fjernvarmeselskap å estimere nivået på pristaket.	 Vi anbefaler at spisslast og tilknytningsavgift 	
holdes utenfor pristaket, samt at det åpnes for å inngå fastprisavtaler innenfor pristaket.	 	
 	
0
20
40
60
80
100
120
140	
2013K1	2013K3	2014K1	2014K3	2015K1	2015K3	2016K1	2016K3	2017K1	2017K3	2018K1	2018K3	2019K1	2019K3	2020K1	2020K3	2021K1	2021K3	2022K1	
Øre per kWh	
Foreslått
pristak
Pristak i dag
(anslag)
Kraftpris
ekskl. mva
(øre/kWh)Nettleie,
ekskl. avgifter
(øre/kWh)

Varme til riktig pris	 	
 	
Vista Analyse	 | 2022/37	 	11	 	
 	
1	 	Innledning	 	
Fjernvarmeprodusenter med ko	nsesjon er i 	dag underlagt en regulering av den maksimale prisen	 	
de kan ta fra kunder med tilknytningsplikt. 	Energiloven § 5	-5 fastslår at prisen på fjernvarme ikke 	
skal overstige prisen for elektrisk oppvarming. Denne 	regelen har eksistert siden fjernvarm	eloven 	
ble innført i	 1986, i fjernvarmemarkedets spede begynnelse i Norge. Regelen ble 	senere videre-	
ført i dagens form i energiloven. 	Fjernvarmekunder kan klage til 	Noregs vassdrags	- og energidi-	
rektorat (NVE) 	over priser og leveringsvilkå	r. 	
Siden innføring	en av denne regelen har det skjedd store endringer både i fjernvarmemarkedet, 	
markedet for 	andre 	varmeløsninger og 	hvordan 	den samlede prisen på strøm er utformet. 	Det 	
gjør at det er et behov for å se på nytt på denne reguleringen.	 	
Vårt oppdrag og denne rapporten består av to deler. 	 	
Del	 1 av oppdraget	 handler om å utforme en ny forvaltningspraksis 	for NVEs behandling av klager 	
på fjernvarmeprisen	 med dagens 	prisregulering.	 Denne delen av oppdraget er i sin helhet om	talt 	
i kapittel 	2 i denne rapporten.	 Bakgrunnen for 	dette oppdraget er at	 det er innført nye regler for 	
nettleie	, som 	krever endringer i	 dagens 	praksis for å sammenligne	 strømpris o	g fjernvarmepris	. 	
Del 2 av oppdraget 	handler om 	å gi en helhetlig vurdering av hvordan	 regulere prisen	 nye og 	
eksisterende fjernvarmeanlegg	. Dagens regulering er fra en tid 	der direkte oppvarming med 	
strøm var det 	dominerende	 varmealternativet	, og som del av en helhetlig politikk for å få realisert 	
utbygging av fjernvarme. 	Fjernvarmeanlegg over 	en viss størrelse 	krever konsesjon	 for å sikre at 	
det er samfunnsmessig rasjonelt å gi tillatelse til anlegget. I 	konsesjonsbehandlinge	n vurderes det 	
blant annet om de samlede kostnadene 	er lavere enn alternative oppvarmingskilder. 	Plan	- og 	
bygningsloven	 ilegger i utgangspunktet en tilknytningsplikt til nye utbygginger i konsesjonsområ-	
det.	 For å sikre at fjernvarmekunder ikke kommer dårli	gere ut	, så har kunder med tilknytningsplikt 	
klagerett, og de et pristak.	 	
I kapittel 	3 beskriver vi kort dagens fjernvarmemarked, mens vi i kapit	tel 	4 presenterer de ulike 	
alternativene som er i varmemarkedet.	 	
I kapittel 	5 drøfter vi behovet for en regulering av pris, og vurderer ulike former for 	prisregulering 	
opp mot hverandre.	 	
I kapittel 	6 beskriver vi hvordan 	et pristak basert 	på varmepumpe som den alternative oppvar-	
mingskilden bør utformes, og tar vurderer andre regulatoriske spørsmål som hvordan håndtere 
spi	sslast, tilknytningsavgift og fastprisavtaler.

Varme til riktig pris	 	
 	
Vista Analyse	 | 2022/37	 	12	 	
 	
2	 	N	y forvaltningspraksis 	for 	klager 	
på fjernvarmeprisen	 	
2.1	 	Bakgrunn	 for behovet	 	
Energiloven	s §5	-5 sier 	at 	«prisen for fjernvarme skal ikke overstige prisen for elektrisk oppvar-	
ming».	 Maksimal pris 	for	 fjernvarme for kunder med tilknytningsplikt er altså bestemt av prisen 	
på elektrisk oppvarming.	 NVE har en fastsatt forvaltningspraksis for å behandle klager	 på fjer	n-	
varmeprisen for kunder med 	tilknytningsplikt	. I denne beregnes fjernvarmeprisen i øre per	 kWh 	
som alle fakturerte fjernvarmekostnader, unntatt eventuell tilknytningsavgift, delt på forbruket 
av fjernvarme. For å beregne strømprisen som denne fjernvarmeprisen skal sammenlignes med, 
brukes månedlig gjennomsnittspris fra NordPool pluss alle øvrig	e kostnader, inkludert nettleie, 	
avgifter og den midlertidige kompensasjonen for høy strømpris.	 Figur 	1 viser en forklaring fra 	
NVEs nettsider om hvordan strømprisen s	om brukes i 	fastsettingen	 av maksimalprisen 	på fjern-	
varme beregnes.	 	
Figur 	1 	NVEs forklaring av 	beregning av strømpris

Varme til riktig pris	 	
 	
Vista Analyse	 | 2022/37	 	13	 	
 
Kilde:	 	NVE.no	 	
Fra 	1. juli	 2022 	er 	det innfør	t nye regler for nettleiestruktur	 for husholdningskunder	, der 	fastle	d-	
det skal differensieres etter effekt. Dette er regulert i 	forskrift om kontroll av nettvirksomhet, § 	
14	-2 femte ledd:	 «Effektleddet skal baseres på kundens effektuttak i definerte perioder. En periode 	
kan maksimalt gjeld	e én måned. Effektleddet skal tidsdifferensieres.»	 Det er opp til nettselskap-	
ene å utforme 	et effektledd	 som er	 i tråd med denne regelen. De fleste nettselskaper har valgt 	å 	
basere effektleddet på de	 timen	(-e) med maksimal 	energibruk	 i løpet av 	hver 	måned 	inngår.	 	
Med innføring av et effektledd 	kan ikke	 den 	nåværende	 forvaltningspraksisen, der fjernvarmepri-	
sen sammenlignes med den totale prisen på elektrisk kraft ved at begge omgjøres til en pris per 
kWh, 	videreføres	 uten tilpasninger	. Tilpasning	 av forvaltningspraksis til ny nettleiestruktur kom-	
pliseres ytterligere a	v at forbruket av 	fjernvarme	 normalt	 ikke måles automatisk per time	, slik 	
tilfellet er for strømforbruket. 	Fjernvarmeforbruk 	måles	 i mange tilfeller	 sjeldent	, spesielt for pri-	
vate husholdninger	 	
NVE har fastsatt en midlertidig praksis for behandling av kla	ger 	på	 fjernvarmeprisen, som er ba-	
sert på nettleien 	fra 	2019, justert for KPI.	1 NVE har	 imidlertid 	behov for	 en 	mer 	varig metode for 	
å beregne maks	imal 	pris 	på	 fjernvarme	 for kunder med tilknytningsplikt	. 	
2.2	 	Vurdering av 	metoder	 for å beregne maks	imal pris på fjernvarme	 	
Vår v	urdering av ulike metoder for å beregne maksimal pris på fjernvarme finnes i de påfølgende 	
kapitlene	. Først gjennomgår vi våre kriterier for å vurder	e om en ny forvaltningspraksis er hen-	
sikt	smessig. Deretter 	går vi gjennom problemstillingen, og ulike metoder for å håndtere den. 	
Problemstillingen 	kan deles inn i to ulike deler. Den første delen er hvordan estimere en relevant 	
effektbruk 	for fjernvarmekunder der det i dag kun måles 	samlet 	energibruk	 med en lav t	idsopp-	
løsning.	 Estimering av effektbruken kan gjøres på flere ulike måter	, og det kan gjøres detaljert 	
eller grovt.	 	
Den andre delen 	består av hvordan en estimert effektbruk	 av fjernvarme	 kan 	omgjøres til en til-	
svarende 	mer	kostnad i effektleddet på nettleie	n. Effektleddet i 	nettleien er 	i de type nettleiemo-	
deller de fleste nettselskaper bruker	, ikke basert på en lineær eller fast sammenheng mellom 	
effekt og pris. 	I stedet bruker nettselskapene modeller med ulike trinn. Det gir en ekstra utford-	
ring for å fastsette hva som er sammenligningsgrunnlaget for 	fjernvarme.	 	
2.2.1	 	Kriterier for å vurdere metodene	 	
En regulering av maksprisen på fjernvarme 	bør	 i prinsippet	 vurderes u	t ifra følgende kriterier	: 	
• 	Samfunnsøkonomisk lønnsomhet	 i utnyttelse av eksisterende produksjonskapasitet (kort sikt)	 	
• 	Samfunnsøkonomisk lønnsomhet 	ved investering av i ny produksjonskapasitet (lang sikt)	 	
• 	Fordelingsvirkninger	, særlig mellom produsent og kon	sument	 	
• 	Hvor forståelige alternativene er for fjernvarmekundene 	(transparens og kompleksi	tet	) 	
• 	Praktisk gjennomførbarhet for NVE og fjernvarmeselskape	ne	 	
 	
1	 https://www.nve.no/energi/energisystem/termisk	-energi/varme/klagerett	-paa	-fjernvarmepris/foreloepig	-tilpas-	
ning	-til-nye	-regler	-om	-nettleiestruktur/

Varme til riktig pris	 	
 	
Vista Analyse	 | 2022/37	 	14	 	
 
I utgangspunktet vil det kunne gi en mer samfunnsøkonomisk 	utnyttelse av 	fjernvarmekapasitet, 	
dersom kostnadene for produsentene av 	høy	 effekt	bruk	 reflekteres i prisen kundene møter. Det 	
er i dag full frihet for 	fjernvarmeselskaper å fastsette strukturen p	å sine tariffer, og det er derfor 	
mulig å ha med 	elementer i 	prisen som belønner jevn effekt	bruk	. Den eneste begrensningen er 	
at den samlede fjernvarmeprisen for	 alle kundene må i alle tidsperioder 	være lavere enn 	maksi-	
malprisen. Dersom fjernvarmeselskaper	 skal differensiere pris etter effekt	bruk	, bet	yr det at kun-	
der med lavt (eller jevnt) effekt	bruk	 må få en samlet pris 	som ligger under maksimalprisen, for at 	
de med høyt (eller ujevnt) effekt	bruk	 skal få en høyere pris som fortsatt er i tråd med maksimal-	
prisen. 	Vi har ikke funnet eksempler på fjernvarmeselskaper som velger 	en slik tilnærming; de 	
aller fleste har 	en pris for alle kunder som ligger på, eller svært nær, maksimalprisen. Det kan 	
tolkes	 som at gevinsten 	for selskapene ved å gi incentiver til jevnere effekt	bruk	, er lavere enn 	
kostnaden 	i form av tapte inntekter slike differensierte tariffer gir. Dersom maksimalp	risen også 	
hadde et effektelement	, så kan det gi en viss samfunnsøkonomisk gev	inst, ved at det blir 	lettere 	
for fjernvarmeselskapene å innfør	e et effektledd i sine tariffer. 	Effektleddet i nettleien er imidler-	
tid indirekte basert på 	kostnadene ved høyt effekt	bruk	 i kraftnettet, og det er ingen grunn til å 	
anta at 	de tilsvarer kostna	dene ved effekt	bruk	 i fjernvarmenettet.	 Effektbruken er som regel jev-	
nere hos fjernvarmekunder enn kraftkunder. På bakgrunn av disse vurderingene	 anser vi at 	måten 	
effektleddet i nettleien innarbeides i maksimalprisen på kraft, vil ha begrenset 	innvirkning	 på sam-	
funnsøkonomisk lønnsomhet.	 	
I vurderingen av en ny forvaltningspraksis, så er det et absolutt krav at den må være i tråd med 
dagens energilov § 5	-5. Det gir begrensede muligheter til å påvirke de 	tre første kriteriene om 	
samfunnsøkonomisk lønnsomhet 	på kort og lang sikt og fordelingsvirkninger. Dette er hensyn 	
som derimot vil ha stor betydning for vurderingen av 	alternative reguleringsmodeller fra dagens, 	
et tema som er omtalt 	i kapittel 	5 og utover	. I den grad det finnes et tolkningsrom 	i energiloven 	
§ 5	-5, så er det ønskelig at 	en ny forvaltningspraksis innebærer en likest mulig forståelse av inn-	
holdet i denne paragrafen	 som dagens forvaltningspraksis. 	Denne reguleringen av maksimal	 pris 	
på fjernvarme har eksistert 	siden innføringen av 	fjernvarmeanleggsloven i 	1986	, og ble tatt uend-	
ret inn i 	energiloven	. Denne paragrafen har dermed 	blitt anvendt og tolket av myndighetene 	i 	
lang tid.	 	
I tillegg så er det et absolutt krav at forvaltningspraksisen må være gjennomførbar 	for fjernvarm-	
eselskaper i dagens situasjon, noe som tilsier at det ikke kan forutsettes ny teknologi, eller tekno-
logi som ikke allerede er universelt anvendt.	 Det gjelder for eksempel 	målinger av energibruk	 hos 	
kundene	 med høy tidsoppløsning	, som er tilgjengelig i dag, men ikke 	er et krav og heller ikke 	
brukes av alle fjernvarmeselskaper.	 Det 	kan imidlertid være hensiktsmessig å vurdere hvordan 	
ulike forvaltnings	praksiser 	påvirker incentivene til å ta i bruk ny teknologi blant annet på målersi-	
den.	 	
Hensikten med forvaltnings	praksisen er å gi klare regler for hvordan NVE skal behandle klager	 fra 	
kunder	 på fjernvarme	prisen. Det er derfor 	også et absolutt krav at NVE 	kan 	vurdere ut ifra til-	
gjengelig informasjon om prisen 	er 	i tråd med reguleringen.	 Videre, så må 	fjernvarmeselskapene 	
selv vite om prisen de fakturerer til den enkelte kunde er i tråd med 	kravet i § 5	-5 i energiloven.	 	
Til sist er det ønskelig at forvaltnin	gspraksisen er mest mulig forståelig for kundene. 	At kundene 	
selv kan 	se om prisen på fjernvarme 	som de betaler er i tråd med 	energiloven	 er ønskelig for å	 	
unngå unødvendige klager på pris. 	Det kan også øke legitimiteten til dagens regulering og 	fjern-	
varme som oppvarmingsalternativ.

Varme til riktig pris	 	
 	
Vista Analyse	 | 2022/37	 	15	 	
 	
2.3	 	Alternative metoder	 for beregning av 	effektbruk	 fra	 fjernvarme	 	
Energiloven	s § 5	-5 kan tolkes som at 	maks	imal 	pris	 på fjernvarme	 skal tilsvare hva det vil	le koste	t 	
å bruke strøm	 direkte til oppvarming (i praksis	 panelov	ner	 eller el	-kjel for varmtvann og der det 	
uansett er vannbåren varme)	, i stedet for fjernvarme	, for å realisere 	en bestemt 	innetemperatur 	
og 	en bestemt mengde 	varmtvann for den enkelte kunde	. Når 	den samlede prisen på elektrisk 	
oppvarming nå inkluderer be	taling for effektbruk i nettleien, 	trenger man 	dermed	 først	 et anslag 	
på 	hvor mye effekt den enkelte fjernvarmekunde	 ville brukt	 på strøm	 hvis kunden erstatte	t fjern-	
varme med elektrisk oppvarming	, deretter en metode for å omgjøre den 	anslåtte effektbruken til 	
en tilsvarende nettleiekostnad.	 	
For de fleste fjernv	armekunder måles ikke effektbruk direkte i dag. Energiforbruket måles også 	
med lav tidsoppløsning for mange kunder	. I mange tilfeller 	er må	lingen på månedsbasis	, selv om 	
det også finnes kunder med kontinuerlig eller timesbasert måling, og kunder 	der målingen skjer 	
sjeldnere enn på månedsbasis.	 	
Det skiller seg fra strømforbruk, der innføring av AMS gjør at man har 	informasjon om energibruk 	
me	d høy tidsoppløsning, og dermed enkelt kan fastslå timeseffekt. 	Siden det ikke er mulig å gjøre 	
direkte for de fleste fjernvarmekunder, må man utarbeide en metode for å lage anslag. 	Slik	e an-	
slag kan gjøres veldig detaljert eller veldig grovt	. De ulike meto	dene vi her vurderer 	skiller seg i 	
hovedsak gjennom 	grad av detaljering i anslagene	 av effekt	bruk	. Vi vil her presentere fire ulike 	
alternativer til 	beregning	/anslag	 av effekt	bruk.	 	
2.3.1	 	Alternativ 1: 	Beregning av effektbruk per kunde ved hjelp av detaljert 	si-	
mulerings	program 	 	
De	t mest detaljerte 	alternativet 	innebærer å beregne	 effektbruk per kunde ved hjelp av et bereg-	
ningsprogram	, hvor 	NVE	 beregne	r maksimalt forbruk av	 strøm per 	kunden	 hvis kunden er	statte	r 	
fjernvarme med elektrisk oppvarming. 	Dette	 kan 	for eksempel	 gjøres ved hjelp av 	simulerings-	
program	met	 Simien.	 Simien beregne	r effektforbruket ved hjelp av 	klimadata fra en klimastasjon 	
i nærheten av bygget	 og diverse bygningsdata	 (størrelse	, bygningstype og standard på bygget	). 	
Nøyaktigheten på beregningen 	vil 	variere	 med hvor eksakte data som legges til grunn. 	 	
En	 klar fordel med de	tte alternativet er at en slik	 individuell beregning av effektbruk per kund	e 	
vil i stor grad være i tråd med 	ordlyden i 	Energiloven	 § 5	-5. Hver enkelt kunde vil da 	få 	beregnet 	
hvor stor bruk av 	elektrisk energi og effekt som ville vært n	ødvendig for å oppnå tilsvarende ytelse	 	
i bygget	, og ut ifra det 	være sikret å 	ikke måtte betale mer enn 	kostnaden ville vært	 ved elektrisk 	
oppvarming.	 	
En ulempe med en slik 	løsning er at det er komplekst å implementere for fjernvarmeselskapene 	
og NVE. 	Det 	vil kreve innføring av et nytt simuleringsprogram	. I tillegg vil	 den faktiske 	maksimal	e 	
prisen 	variere mellom kunder	, og	 at det kan være veldig vanskelig 	både for kunder og fjernvar-	
meselskap å vite hva 	maksimal pris er.	 Hvis denne metoden blir valgt, kan d	et bety at NVE burde 	
tilgjengeliggjøre verktøyet	 for kunder og fjernvarmeselsk	aper	, eller gjennomføre beregninger for 	
alle fjernvarmekunder og tilgjengeliggjøre resultatene 	på nett.	 Dette alternativet 	fremstår uan-	
sett som lite transparent og forståelig for kunden.

Varme til riktig pris	 	
 	
Vista Analyse	 | 2022/37	 	16	 	
 
Et annet aspekt ved 	dette alternativet er at det 	legger en litt anne	n forståelse av 	energiloven 	§ 5	-	
5 til grunn enn det som gjelder i dag	. Dagens tolkning går ut på at 	maksimalprisen skal settes ut 	
ifra at 	input til kunden i form av energi 	ikke skal koste mer enn 	tilsvarende input ville kostet 	i form 	
av strøm. 	Et slikt beregningsprogram 	legger til grunn at prisen skal være lik for samme output, 	
det vil si varme 	og mengde varmtvann 	oppnådd. 	En slik ny forståelse av 	loven er ikke nødvendigvis 	
urimelig, men det 	kan væ	re uheldig å endre hvordan loven anvendes etter at den har 	vært i bruk 	
i lang tid.	 	
En siste ulempe ved dette alternativet er at kundene ikke kan påvirke 	hvor mye de faktureres for 	
effektbruken direkte gjennom å bruke mindre effekt, kun ved å endre på karak	teristika som inngår 	
i beregningsprogrammet. 	Det 	gir dermed ikke incentiver til å 	tilpasse effektbruken	 etter hva som 	
er samfunnsøkonomisk optimalt, og kan gi incentiver til å 	gjøre tilpasninger som ikke 	fører til 	
lavere effektbruk hos den enkelte kunde	n, 	selv om modellen predikerer at 	de tilpasningene i snitt 	
ville gitt lavere effektbruk.	 	
2.3.2	 	Alternativ 2	: Beregnet effekt gitt samme forbruksprofil for grupper av kun-	
der	 	
Et grovere altern	ativ er å	 bruke 	innmatingen av netto energi inn i	 det aktuelle	 fjernvarmenettet 	
til å utforme en overordnet profil på effektbruken	. Deretter kan enten denne overordnede profi-	
len brukes til å fastsette den anslåtte effektbruken til alle kunder	 (heretter alternativ 2a)	, eller det 	
kan	 lages	 differensier	te effektprofiler	 etter ulike kundegrupper	 (heretter alternativ 2b)	. Det kan 	
for eksempel være aktuelt å skille mellom 	boligkunder, næringskunder som primært b	ruker fjern-	
varme til oppvarming (som kontorbygg), og næringskunder som også har behov for 	en del varmt 	
tappevann (	eksempelvis hoteller eller sykehus).	 	
En slik 	beregningsmetode vil ligne på 	måten en tilsvarende problemstilling 	håndteres for kraftfor-	
bruk, der det brukes 	innmatingsprofil	er for ikke	-timemålte målepunkter	.2 Denne likheten 	kan an-	
ses som en fordel. 	En annen fordel med løsningen er at 	det innebærer at 	fjernvarmekundenes 	
samlede fakturerte effektbruk tilsvarer samlet faktisk effektbruk	, noe som gjør at fjernvarmesel-	
skapene 	til en viss grad blir kompensert for ujevn	t effektuttak	. Den maksimale prisen på effekt-	
uttak	 vil imidlertid følge nettselskapenes 	prising av effekt i nettleien	, som ikke 	vil tilsvare den 	
faktiske ekstra kostnaden 	for 	fjernvarmeleverandøren.	 	
En slik beregningsmetode gir 	derimot ingen 	incentiver til den enkelte 	kunde 	til å ti	lpasse effekt-	
uttaket. Kundens 	betaling vil 	avhenge av 	den generelle 	effektprofilen	, som 	en enkelt kunde ikke i 	
nevneverdig grad kan påvirke.	 	
En annen ulempe er at en slik prising 	kan fremstå vanskelig å forstå for 	kundene. 	Det er vanskelig 	
for kunder å etterprøve 	om den overordnede profilen på effektbruken samsvarer med den totale 	
effektbruken i fjernvarmenettet eller i den aktuelle kundegruppen. 	Det vil også være 	mer kre-	
vende for 	NVE å etterprøve 	effektprofilene 	fjernvarmeselskapene benytter, spesielt dersom det 	
brukes ulike profiler for ulike kundegrupper. 	Dersom NVE ikke kan etterprøve om 	de ulike effekt-	
profilene tilsvarer den aktuelle kundegruppens gjennomsnittlig effekt	uttak, s	å gir det en fare for 	
at fjernvarmeselskapene kan tilpasse effektprofilene på en måte som gjør at det reelt sett tas en 	
 	
2 Forskrift om kraftomsetning og nettjenester § 6	-7

Varme til riktig pris	 	
 	
Vista Analyse	 | 2022/37	 	17	 	
 
høyere pris enn maksprisen for de minst prissensitive kundene.	 Det vil i så fall undergrave målet 	
i energiloven § 5	-5. 	
Dette alternative	t er også noe mer komplekst for 	fjernvarmeselskapene enn enkelte andre alter-	
nativer.	 	
2.3.3	 	Alternativ 3: 	Beregning av effektbruk forutsatt 	flatt effektuttak	 for alle 	
kunder 	 	
De	t enkleste 	alternativet innebærer 	å beregne effektbruk 	ved å 	legge til grunn e	t kont	inuerlig og 	
lik effekt	bruk	 over den aktuelle måleperioden	, for den enkelte kunden	. Da	 blir 	maksimal p	ris	 på 	
fjernvarme	 kun et resultat av målt	 energibruk. Dermed 	har 	man	 omgj	ort 	den effektbaserte kom-	
ponenten i nettleien til en pris per kWh	. Effekten s	om benyttes til 	beregning av maksprisen blir 	
da 	lik total energibruk i 	kWh 	i den aktuelle måleperioden, delt på antall timer i måleperioden.	 Det 	
er to ulike måter en slik beregning kan implementeres på. 	Den ene er at 	det fastsettes at 	bereg-	
ningen av effekt	bruk i alle tilfeller gjøres på månedsbasis	 (heretter kalt 	alternativ 	3.1). Det vil 	
tilsvare dagens praksis 	for å 	beregne 	makspris, der det brukes 	månedlig snitt for spotprisen	 på 	
kraft også 	for kunder med måling av 	fjernvarmebruk med en høyere 	tidsoppløsning enn det.	 	
Den andre måten de	t kan gjøres på er at fjernvarmesels	kapet kan 	bruke 	informasjon om energi-	
bruk på så høy tidsoppløsning som man har tilgjengelig for den enkelte kunde	 (heretter kalt al-	
ternativ 3	.2). Det vil si at dersom en kunde h	ar 	en måler som viser energibruk per time	, så 	bereg-	
nes effektbruken ut ifra det. 	En fordel med variant 3b er at det gir 	fjernvarmeselskap incentiv til 	
å implementere energimåling med høyere tidsoppløsning, særlig for kunder med variabel effekt-
uttak/energib	ruk	, og for kunder med måling med høy tidsoppløsning gir det 	incentiver til jevn	t 	
effektuttak.	 Det gjør også prisingen av fjernvarme likere prisingen av kraft. 	Dersom man bruker 	
høyest mulig tidsoppløsning på 	energibruken for	 å beregne 	effektelementet i maksprisen, er det 	
naturlig at man 	også får anledning til å gjøre det samme for prising av energibruken.	 	
Uavhengig av tids	oppløsningen som brukes	, er hovedfordele	n med alternativ 3 at det er 	svært 	
enkelt for fjernvarmeselskapet og NVE å anvende.	 Det	 kan 	sees på	 som en	 enkel	 og muligens 	
forbedret	 videreføring 	av dagens forvaltningspraksis	. I dag 	settes 	som nevnt 	maksimal pris på 	
fjernvarme	 basert på	 KPI	-justerte 	fas	tledd og energiledd	 fra nettleien for strøm i 2019.	 Alternati-	
vet 	er også relativt forståelig for kundene	, selv om en del kunder kan 	muligens reagere på at de 	
betaler et effektledd på noe som ikke reelt sett er 	effekt	bruk	. Det er imidlertid opp til fjernvar-	
meselskapene om de 	ønsker å strukturere 	tariffen 	sin på denne måten	. Dette alternativet gir sel-	
skapene muligheten til å bake denne delen av maksprisen inn i et energiledd i fjernvarmeprisen.	 	
Ulempene er at 	å anta 	jevn eff	ektbruk er en stor forenkling, som til en viss grad svekker sammen-	
ligningen med prisen på elektrisk kraft. 	Det gir heller ikke noen individuelle incentiver til å 	jevne 	
ut effektbruken.	 	
2.3.4	 	Alternativ 4: 	Effektbruk	 basert på 	abonnert	 effekt	 	
For en del større ku	nder er prisen på fjernvarme i dag 	basert på 	abonnert/	bestilt effekt. 	Dette	 	
betyr at 	kunden	e betaler for et potensielt maksimalt uttak av fjernvarme	, uavhengig av om det 	
øvre potensialet benyttes eller ikke. 	En slik ordning kan også 	være et alternativ for mindre kunder. 	
Der	med kan man	 unngå 	ko	stnader 	forbundet med installasjon og bruk av utstyr for 	hyppig 	mål	ing

Varme til riktig pris	 	
 	
Vista Analyse	 | 2022/37	 	18	 	
 
av fjernvarmeforbruket	. Strømnettutvalget	 (NOU 2022:	6) anbefalte nylig at tariffen i 	regional	- og 	
transmisjonsnettet	 for strøm	 baseres på 	abonnert effekt, i tillegg til målt effekt som 	i dag utgjør 	
grunnlaget for effektleddet.	 	
Ved å knytt	e p	ris	en	 på fjernvarme til 	abonnert	 effekt	 kan man sørge for at 	prisen	 i større grad 	
enn i dag	 reflekterer	 fjernvarm	eselskapenes kostnader	. Fjernvarmeselskapene 	må	 investere i 	
fleksibilitet for å sikre at alle 	eksisterende 	kunder kan forsynes til enhver tid, selv hvis forbruket 	
er høyere enn normalt. 	Investering i slik fleksibilitet har en kostnad	 og det kan fremme samfunns-	
økonomisk lønnsomhet at kundene belastes 	kostnaden (av slike opsjoner). På den andre siden er 	
det uklar	t om 	prising basert på 	abonnert	 effekt	 for fjernvarme	 er i tråd med energiloven	 da prisen	 	
på fjernvarme	 skal reflektere	 prisen (og dermed produksjonskostnadene) av 	elektrisk oppvar-	
ming	, ikke 	kostnadene av 	fjernvarmeproduksjon. 	Ved innføring av 	et effektele	ment i nettleien for 	
husholdninger ble det vurdert	, og forkastet, at denne skulle være basert på 	maksimalt	 mulig ef-	
fektuttak for den 	enkelte kunden. 	Å innføre	 dette 	for 	fjernvarmekunder blir dermed et vesentlig 	
avvik 	fra 	målet i 	energiloven om at prisen 	på	 fjernvarme ikke skal overstige 	prisen for 	elektrisk 	
oppvarming.	 	
En fordel med dette alternativet er at det er 	enkelt for fjernvarmeselskapene og forståelig for 	
kundene.	 Det kan imidlertid være 	vanskelig for NVE å 	vite hvor stor 	abonnert/bestilt effekt hver 	
enkelt kunde har.	 	
2.3.5	 	Sammenligning av alternativer 	og a	nbefaling om 	metode for å beregne ef-	
fektbruk	 	
Ingen av alternativene som er skissert 	gir en perfekt løsning 	på problemet. 	Innføring av et effekt-	
ledd i nettleien er 	gjort 	etter	 at 	det er innført krav om	 AMS i hvert enkelt målepunkt	. Tilsvarende 	
krav finnes ikke for fjernvarme.	 I kraftnettet er det også et 	betydelig behov for å jevne ut effekt-	
bruk, for å 	redusere behovet for nettinvesteringer. 	For fjernvarme er ikke 	behovet for 	å jevne ut 	
effektbruken like stor, da de fleste kunder har en relativt 	jevn 	effektbruk.	 	
Tabell 	2.1 	Sammenligning av alternativer for 	beregning av effekt	 	
Vurderingskriterier	 	Alt. 1	 	Alt. 2	 	Alt. 3	 	Alt. 4	 	
Enkelt for fjernvarmeselskaper	 	--- 	- 	+++	 	+ 	
Enkelt for NVE	 	--- 	- 	+++	 	- 	
Forståelig for kundene	 	-- 	- 	++ 	+++ 	
Samsvarer best mulig med § 5	-5 i energiloven	 	? 	+ 	- 	-- 	
Gir riktige incentiver til bl.a. jevn effektbruk til kunder	 	+ 	- 	--/- 	-- 	
Gir 	incentiver til selskape	ne	 til mer presis måling	 	- 	+ 	+ 	- 	
Kilde:	 	Vista Analyse	 	
Alternativ 1 	(bruk av et	 detaljert simuleringsprogram	) er det 	mest detaljerte, men også 	mest 	
kompliserte alternativet. Det 	gir	 kundene noe bedre incentiver til å utjevne effektbruken, noe 	
ingen av de andre alternativene gjør. I	midlertid må man legge til grunn en 	litt 	annen forståelse av	 	
§5	-5 i energiloven	 enn det som er vanlig praksis i dag	, noe som kan være uheldig	. Det vil også	 	
kunne 	være 	krevende å implementere for selskapene og NVE, og fremstå som lite transparent for 	
kundene.

Varme til riktig pris	 	
 	
Vista Analyse	 | 2022/37	 	19	 	
 
Det eneste alternativet som synes å samsvare med §5	-5 i energiloven er alternativ 2	 (antagelse 	
om	 samme forbruksprofil for grupper av kunder	). Dette alternativet vil også gi selskapene incen-	
tiver til å måle effektbruken mer presist. 	Kundene vil imidlertid ikke ha incentiver til en jevn ef-	
fektbruk, og alternativet 	er vanskelig å 	implementere	 for selska	pene og NVE	, og vanskelig å forstå 	
for kundene.	 	
Det enkleste alternativet er alternativ 3	 (antagelse om flatt effektuttak for alle kunder)	, både for 	
selskapene	 og	 NVE	. I tillegg vil alternativ 3 gi selskapene 	incentiver til mer presis måling av effekt	, 	
og 	det vil være forståelig for kundene	. Imidlertid vil 	ikke kundene	 ha de 	rette 	incentive	ne	 til å 	
jevne ut effektbruken, og 	alternativet samsvarer 	noe dårligere med	 § 5	-5 i energiloven. 	 	
Alternativ 4 	(beregning basert på abonnert effekt) 	er det 	mest forståelig	e alternativet	, og det er 	
også 	nokså enkelt for selskapene. Imidlertid 	gir alternativ 4 dårlige incentiver til selskapene og 	
kundene, og 	det	 samsvarer dårligst med energiloven §5	-5 blant alle alte	rnativene.	 	
2.4	 	Bruk av anslått effekt til å fastsette et effektledd i 	nettleien	 	
Uavhengig av hvilket alternativ som velges for å anslå eller beregne fjernvarmekundenes effekt-
bruk 	(kapittel 	2.3	), så er det	te kun første skritt i å 	fastslå hva den relevante maksprisen skal være	. 	
Det neste skrittet er at effektbruken 	fra fjernvarme	 må	 brukes til å fastsette 	hva merkostnaden 	
ville vært dersom det ble betalt 	effektledd i nettleien for denne 	effektbruken. 	I motsetning til 	for 	
energibruk er det ikke 	for en strømkunde 	en lineær sammenheng mellom effektbruk og 	mer	kost-	
naden	 det gir i 	nettleien. Effektbruken må innpasses i det enkelt	e nett	selskaps modell.	 Tilsva-	
rende må da også anslått effektbruk fra fjernvarme 	legges inn i disse modellene for å fastsette 	
nivået på maksprisen for fjernvarmekundene.	 	
Det er 	krevende fordi 	modellene som brukes av nettselskapene for effektleddet er kompl	iserte 	
og lite tilpasset behovet til § 5	-5 av energiloven.	 Forskrift om kontroll av nettvirksomhet gir 	dess-	
uten 	stor frihet til å utforme effektledd	. Kravet er at 	«Effektleddet skal baseres på kundens effekt-	
uttak i definerte perioder. En periode kan maksim	alt gjelde én måned. Effektleddet skal tidsdiffe-	
rensieres.» 	(§ 14	-2 femte ledd	 i forskrift om kontroll av nettvirksomhet	). Metoden for å beregne 	
makspris på fjernvarme må ta hensyn til at det er mange ulike m	åter dette kravet kan oppfylles 	
av det lokale nettselskapet, og det må tas hensyn til at det kan 	innføres nye modeller for effekt-	
ledd som skiller seg vesentlig fra de som er i bruk i dag.	 	
Figur 	2 og 	Figur 	3 illustrerer utformingen av effektleddene til de 	femten største nettselskapene i 	
Norge	. Det er en del likhetstrekk mellom de val	gte modellene. 	Alle bruker trinnbaserte modeller, 	
der hvilket trinn man kommer på som regel 	fastsettes ut ifra snittet 	av de tre timene med høyest 	
effekt	uttak i måneden. 	Det er 	stor 	grad av sammenfall i hvor 	trinnene gjelder, med noen unntak. 	
Det er ikke alle 	nettselskap som har et eget minstetrinn fra til 2 kW. Det er også noen 	nettsel-	
skaper som har flere trinn 	mellom 25 og 50 kW	, mens det store flertallet 	har kun ett trinn som 	
dekker dette spennet.

Varme til riktig pris	 	
 	
Vista Analyse	 | 2022/37	 	20	 	
 
Figur 	2 	Effektledd 	hos	 de 	15 største nettselskapene 	– trinn 	som er mest relevante for 	
husholdninger	 	
 	
Kilde:	 	Nettselskapenes nettsider	. Nettleien vises inkludert avgifter med unntak av de markert med *	 	
 	
0
500
1000
1500
2000	
0	5	10	15	20	25	
Effektledd i kr	
Effektbruk i kW (timesmaks i mnd.)	
Elvia
BKK
Lede
Agder Energi Nett
Tensio TS
Tensio TN
Lnett
Norgesnett
Arva*
Glitre
Fagne
Mørenett
Linea*
Nettselskapet
Føie
Vevig

Varme til riktig pris	 	
 	
Vista Analyse	 | 2022/37	 	21	 	
 
Figur 	3 	Effektledd hos de 15 største nettselskapene 	– trinn 	opp til 250 kW.	 	
 	
Kilde:	 	Nettselskapenes nettsider	. Nettleien vises inkludert avgifter med unntak av de markert med *	 	
Størst varias	jon er det i hvor det øverste trinnet i modellene er. 	For en del nettselskaper er det 	
høyeste trinnet	 i nettleien for effektbruk på over 100 kW. Andre har høyeste trinn for effektbruk 	
over 200 kW, mens et fåtall 	av de største nettselskapene har egne trinn 	for vesentlig høyere ef-	
fektbruk enn det, helt opp til 	500 kW. 	Ingen nettselskaper har 	en fast avstand mellom trinnene, 	
eller en fast «høyde» på trinnene	 (dvs. et fast kronebeløp 	nettleien øker med for hvert trinn man 	
går opp). 	Det kan være stor 	variasjon 	innad i det enkelte nett	selskaps modell	 i ekstrakos	tnaden 	
av 	etterfølgende trinn. 	Det betyr at med de modellene som brukes i dag	, kan ikke forholdet mel-	
lom maksimal effektbruk og betaling 	forenkles til en lineær sammenheng.	 	
At nettselskapene 	beregner effekt	ledd basert på trinnbaserte modeller har stor betydning for 	
beregningen av 	makspris for fjernvarme. I trinnbaserte modeller utløser økt effektbruk kun økt 	
kostnad dersom 	den økte effektbruken gjør at man 	bringes over i et høyere trinn. 	Med ulik av-	
stand mellom trinnene, så er det vanskelig å vite om effektbruken 	i form av fjernvarme ville flyttet 	
kunden opp et trinn eller ikke	. For å vite om effektbruken i form av fjernvarme ville innebære en 	
økt nettleie d	ersom kunden brukte tilsvarende elektrisk effekt til oppvarming, må man i teorien 	
kjenne til kundens effektbruk 	i form av 	strøm	. Hvis en kunde for eksempel har en beregnet ef-	
fektbruk 	i fjernvarme på 5 kW, så vil det i de 	aller fleste nettselskaper	 være sik	kert at det	 utløse	r 	
minst	 ett høyere trinn dersom den kunden har en maksimal effektbruk	 fra kraft på mellom og 	
25 kW	, fordi avstanden mellom trinnene er 	på 5 kW eller mindre. 	Hvis den samme kunden 	der-	
imot har en effektbruk 	fra kraft 	på over 25 kW, så 	er 	det vesentlig mindre sannsynlig at 	kunden 	
kommer over i et nytt trinn, fordi avstanden mellom trinnene 	er 	betydelig større.	 	
0	
2000
4000
6000
8000
10000
12000	
0	50	100	150	200	250	
Effektedd i kr	
Effekt bruk i kW (timesmaks i mnd.)	
Elvia
BKK
Lede
Agder Energi Nett
Tensio TS
Tensio TN
Lnett
Norgesnett
Arva*
Glitre
Fagne
Mørenett
Linea*
Nettselskapet
Føie
Vevig

Varme til riktig pris	 	
 	
Vista Analyse	 | 2022/37	 	22	 	
 
Generelt «flater» modellene ut	 på høy effektbruk	, og for kraftkunder som uansett er på det høy-	
este trinnet, vil økt effektbruk aldri kunne utløse økt 	nettleie.	 Samtidig er 	de øverste trinnene hos 	
mange av nettselskapene veldig «høye», i betydning at å komme over på det neste trinnet gir en 
svært stor øk	ning 	i nettleie. Da har det stor økonomisk betydning 	på hvilken side 	av 	trinngrensen 	
det maksimale effektuttaket havner på.	 	
I tillegg så kan man ikke bare legge til den maksimale effektbruken fra strøm og fjernvarme, da 
det ikke er sikkert at disse samsva	rer i tid. I teorien må man vite effektbruken for alle timer for 	
både fjernvarme og strøm, finne de timene der summen av disse er høyest, og sammenligne dette 
med de timene med maksimal effektbruk fra kun strøm. Fordi effektbruken fra fjernvarme er 
relativ	t jevn for de fleste kunder, så vil det som oftest være tilnærmet riktig å legge til effektbru-	
ken fra fjernvarme til den maksimale effektbruken fra strøm.	 For kunder med variabel effektbruk 	
fra fjernvarme, så vil det imidlertid være ufordelaktig å anta at 	den maksimale effektbruken fra 	
fjernvarme samsvarer i tid med den maksimale effektbruken fra kraft.	 	
Vi 	vil i det følgende skissere ulike alternativer for hvordan d	isse	 probleme	ne	 kan løses, med for-	
deler og ulemper for hvert alternativ.	 	
2.4.1	 	Alternativ A: 	Effekt	bruken av fjernvarme legges til effektbruken av 	strøm	 	
Det første alternativet, 	som vi kaller alternativ A, er at 	den	 relevante	 estimerte fjernvarmeeffek-	
ten (snittet av de tre timene med høyest effektuttak siste måned, eller tilsvarende basert på hva 
det lo	kale nettselskapet bruker) legges til den tilsvarende faktiske effektbruken av 	strøm	. 	
Basert på prismodellen til det lokale nettselskapet regnes det ut hva effektleddet ville vært for 
den samlede effekten 	av 	det faktiske effektforbruket av 	strøm	 pluss 	tillegget i effektbruken som 	
ville ha kommet 	om kunden brukte strøm i stedet for fjernvarm	e. Differansen mellom effektled-	
det kunden ville hatt med den samlede effekten og det effektleddet kunden allerede betaler til 
nettselskapet 	vil da inngå	 i maksprisberegningen for fjernvarme	. 	
Alternativet kan illustreres med et regneeksempel (basert på Elvi	as prismodell):	 	
Kunde 1: 	 	
• 	4 kW effektbruk i form av kraft, og 1,5 kW fjernvarme. Samlet effekt på 5,5 kW gir effekt-
ledd på 325 kr.	 	
• 	Betalt effektledd til nettselskap basert på 4 kW er på 200 kr.	 	
• 	Differansen på 125 kr inngår i maksprisen	 	
Kunde 2: 	 	
• 	11 kW effe	ktbruk i form av kraft, og 3,5 kW fjernvarme. Samlet effekt på 14,5 kW gir effekt-	
ledd på 	450	 kr.	 	
• 	Betalt effektledd til nettselskap basert på 11 kW er på 	450	 kr.	 	
• 	Differansen på kr inngår i maksprisen	 	
I dette eksempelet vil 	«effektled	det	» som beregnes i 	de	n maksimale 	fjernvarmeprisen for kunde 	
1 inkludere merkostnaden kunden ville ha hatt om 	effektbruken ble brukt i form av strøm heller 	
enn i form av fjernvarme. Kunde 2 vil	le derimot ikke 	ha krysset grensen til et nytt effekttrinn på 	
strømregningen	, og 	vil derfor ikke belastes for merkostnaden	 av økt effektbruk av strøm.

Varme til riktig pris	 	
 	
Vista Analyse	 | 2022/37	 	23	 	
 
En fordel med dette alternativet er at effektleddet i maksprisen blir helt riktig etter §5	-5 i energi-	
loven	, fordi man tar hensyn til 	hvordan effektleddes på kundens strømregning ville ha endret seg 	
dersom kunden byttet ut fjernvarme med strøm. 	En annen fordel er at kundens incentiver til å 	
redusere effektbruken 	av fjernvarme vil sammenfalle med kundens incentiver til å 	redusere ef-	
fektbr	uken av strøm. En tredje fordel er at denne modellen vil være robust for fremtidig alterna-	
tive modeller for effektleddet i nettleien	. 	
Dette alternativet har også noen ulemper. For det første, så kan fjernvarmeselskapet kun	 vite hva 	
maksprisen for den enke	lte kunde er etter at den kundens effektledd fra 	strøm	forbruk er kjent	. 	
Dette reduserer forutsigbarheten for fjernvarmeselskapene	. For det andre, så må fjernvarmesel-	
skapet ha tilgang på detaljerte data fra nettselskapet om hver enkelt kunde	 og deres effekt	bruk	. 	
For det tredje, så samsvarer ikke nødvendigvis fjernvarmekundene med strømkundene.	 For ek-	
sempel 	har 	borettslag	 eller sameier	 gjerne 	individuell strømmåling per leilighet, men felles faktu-	
rering	 for fjernvarme.	 Til sist, det er krevende for kunder, s	ærlig husholdninger, å ha oversikt over 	
den samlede effektbruken fra fjernvarme og strøm, og vite når man nærmer seg en effektgrense 
i modellen. Det gjør at de økonomiske incentivene i praksis	 vil være svake.	 	
Av disse motforestillingene mener vi den mest 	avgjørende er at det ikke er mulig for fjernvarme-	
selskapene å vite hvilken pris de kan ta før de vet kundenes strømforbruk og effektbruk av strøm	, 	
informasjon de vanskelig kan få tilgang på. Selv om det kan ten	kes at selskapene kan gis tilgang 	
til den nødvendige informasjonen via Elhub, mener vi dette er en avgjørende innvending mot 
dette alternativet.	 	
2.4.2	 	Alternativ B: 	Effektledet for fjernvarme beregnes separat	 	
I alternativ B vil det beregnes 	et separat	 effektledd	 for den estimerte fjernvarmeeffekten, som 	
om det var en egen kunde/målepunkt, uten noe kraftforbruk i tillegg	. Det	te effektleddet 	vil inngå	 	
i maksprisen på fjernvarme	, og d	et sees bort ifra interaksjonen mellom effektledd fra fjernvarme 	
og kraftbruk	. 	
Vi i	llustrerer alternativet med et regneeksempel	 (basert på Elvias prismodell):	 	
Kunde 1: 	 	
• 	4 kW effektbruk i form av kraft, og 1,5 kW fjernvarme.	 	
• 	Betalt effektledd til nettselskap basert på 4 kW er på 200 kr, men inngår ikke	 i beregning av 	
maksprisen på fjernva	rme	. 	
• 	Effektledd for 1,5 kW 	fjernvarme 	er på 125 kr. Det inngår i maksprisen	 	
Kunde 2: 	 	
• 	11 kW effektbruk i form av kraft, og 3,5 kW fjernvarme. 	 	
• 	Betalt effektledd til nettselskap basert på 11 kW er på 	450	 kr, men inngår ikke	 i beregning av 	
maksprisen på fjer	nvarme	. 	
• 	Effektledd for 3,5 kW fjernvarme er på 200 kr. Det inngår i maksprisen	. 	
I likhet med 	alternativ A vil også 	dette alternativet	 være robust for 	fremtidig alternative modeller 	
for effektleddet i nettleien. 	En annen fordel er at fjernvarmeselskapet og NVE kan beregne

Varme til riktig pris	 	
 	
Vista Analyse	 | 2022/37	 	24	 	
 
maksprisen 	for kunden uten å ha informasjon 	om 	kundens effektbruk fra kraft. Det vil være til-	
strekkelig å vite hvilket nettselskap kun	den har	. 	
En ulempe med dette alternativet er at 	det ikke gir et 	helt riktig «effektledd» i maksprisen etter 	
§ 5	-5. For noen kunder kan 	dette 	gi svært skjeve utslag	 fordi de utløser et lavere trinn to ganger, 	
heller enn å holde seg på ett trinn	. For eksempe	l, en stor kunde med 	21 kW krafteffekt og 51 kW 	
fjernvarme	effekt	, betaler 700 kr + 1950 kr,	 i stedet for kun 1950 kr dersom all effektbruk var i 	
form av kraft	 (basert på Elvias prismodell)	. 	
2.4.3	 	Alternativ C: 	anslå 	effektbruk av strøm 	for 	ulike kundegrupper	 	
Et 	alternativ kan være å 	lage anslag for ulike typer kunde	grupper om hvilket effektnivå de typisk 	
ligger på i sitt kraftforbruk, og legge 	effektbruken av fjernvarme på toppen av dette anslåtte ni-	
vået. 	Det vil for eksempel innebære at et boligbygg anslås å ha en samlet maksimal effektbruk på 	
et gitt nivå	 som varier med antall boenheter	, et kontorbygg	 anslås å ha e	n effektbruk ut ifra antall 	
kvadratmeter, mens et hotell anslås å ha en annen effektbruk	 som varierer etter størrelsen.	 	
Hvis disse anslagene 	treffer godt på den gjennomsn	ittlige effektbruken for hver gruppe	, og det er 	
stor homogenitet i effektbruken 	av strøm 	innenfor	 hver gruppe, så 	vil det å beregne 	økningen i 	
effektleddet som man får ved å legge til den anslåtte fjernvarmeeffekten	 til den enkelte kunde 	
være ganske treffsikkert. For å få tilstrekkelig med homogenitet innenfor de ulike gruppene kan 
det imidlertid være behov for å lage	 mange ulike 	kundegrupper. Det vil være en krevende øvelse, 	
som ikke nødvendigvis gir særlig merverdi.	 	
2.5	 	Samlet anbefaling	 effektleddet i nettleien	 	
Basert på en helhetlig vurdering av 	de ulike alternativene a	nbefaler	 vi det kombinerte 	alternativ	et 	
3B	. Med a	ndre or	d foreslår vi at effek	tforbruket av fjernvarme anslås ved å forutsette et flatt 	
effektuttak for 	den enkelte kunden 	(alternativ 3) 	og at 	dette forbruket beregnes separat (alter-	
nativ 	B). Vi mener at dette samlet sett gir den enkleste 	løsningen	, både for reguleringsmyndighe-	
ten, selskapene og kundene	. 	
Det er imidlertid ikke klart	 om 	fjernvarmekunder 	i sum 	kommer bedre eller dårlige	 ut med 	denne 	
kombinasjonen	. Alternativ 3 	antar en jevn effektbruk	, som vil være en fordelaktig 	for kundene	 	
fordi 	de 	da er antatt å ha et «optimalt» ef	fektuttak. 	Dette gir selskapene et incentiv til å måle 	
kunders 	effektbruk mer nøyaktig, som reduserer kundens fordel, men som 	gjør prisingen rikti-	
gere. 	Alternativ B 	der det beregnes et egen effektledd for fjernvarme uavhengig av effekt bruk 	
fra kraft gir en ulempe 	for kundene	 i noen tilfeller. Dette vil avhenge av 	modellen brukt i det 	
aktuelle selskapet.	 Dette alternativet er ikke det som best samsvarer med en direkte	 tolkning av 	
energiloven §5	-5. Vi anser likevel at alternativet ligger nært nok til 	paragrafens intensjon.	 	
Problemstillingene i dette kapittelet viser uansett at det er lite hensiktsmessig med en prisregu-
lering 	som krever en detaljert beregning av nettleien den enkelte kunde ville betalt. Dette er et 	
tema vi kommer tilbake til i 	kapittel 	6 i drøftingen av en ny prisre	gulering.

Varme til riktig pris	 	
 	
Vista Analyse	 | 2022/37	 	25	 	
 	
2.6	 	Tidsdifferensiert e	nergileddet i nettleien 	 	
Nettleiens energiledd 	har nylig blitt endret til at det	 kan	 tidsdifferensieres. 	Hos Elvia for eksempel	 	
er det nå	 høyere energiledd fra kl 6	-22 hverdager, enn kl. 22	-6 hverdager og helg/helligdager	. Det 	
reiser samme 	type 	problemstilling som effekt	leddet, nemlig at energibruken for fjernvarme ikke 	
måles med høy nok tidsoppløsning til at det er mulig å tidsdi	fferensiere nettleiekomponenten i 	
maksprisen tilsvarende.	 	
Vår anbefaling er at siden problemstillingene er 	tilsvarende, bør de løses på samme måte. Vi an-	
befaler derfor samm	e løsning som det som er beskrevet i alternativ 3, det vil si at det	 antas at 	
forbruket er jevnt fordelt mellom de ulike periodene, med mindre fjernvarmeselskapet har for-
bruksmåling med tilstrekkelig høy tidsoppløsning	. 	
Dersom NVE i stedet velger for eksempel alternativ	 2 for å løse problemet med effektleddet i 	
nettleien	, så anbefaler vi at det tilsvarende brukes en	 innmatingsprofil for energibruken gjennom 	
døgnet og 	at 	energileddet baseres på det.

Varme til riktig pris	 	
 	
Vista Analyse	 | 2022/37	 	26	 	
 	
3	 	Dagens fjernvarmemarked	 	
I 2021 var total nettoproduksjon av fjernvarme i Norge på 7,45 TWh. Produksjonen av fjernvarme 
har økt 	jevnt siden 1980	-tallet, og med omtrent 9,4 prosent i året (	Figur 	4). 3 Den største øk-	
ningen har skjedd i tjenesteytende sektor (for eksempel undervisning, varehande	l, hoteller og 	
restauranter), etterfulgt av husholdninger og industri (	Figur 	5). I 2021 sto tjenesteytende sektor 	
for litt over halvparten av totalt forbruk og hushol	dningene for om lag en fjerdedel. 	 	
 	
Figur 	4 	Total nettoproduksjon av fjern-
varme (GWh)	 	
Figur 	5 	Forbruk av fjernvarme per sektor 
(GWh)	 	
 	 	
Kilde:	 	SSB 	(2022)	 	Kilde:	 	SSB 	(2022)	 	
3.1	 	Andelen 	fjernvarme	 i energiforbruket hos husholdningene	 øker	 	
Norske husholdninger bruker i hovedsak elektrisitet til oppvarming, se 	Figur 	6. Historisk er det 	
også blitt brukt fossile energibærere, som fyringsolje og parafin. Bruken av disse har blitt erstattet 
av fjernvarme og elektrisitet de siste årene. Etter det generelle forb	udet mot fyringsolje som 	
trådte i kraft i 2020 brukes det nesten ikke fyringsolje i husholdningene, og fossile oppvarmings-
kilder utgjør nå kun en svært liten del av husholdningens energimiks.	 	
 	
3 ln(7450	)−ln(209	)	
38	≈0,094	 	
0	
1000
2000
3000
4000
5000
6000
7000
8000	
1983	1986	1989	1992	1995	1998	2001	2004	2007	2010	2013	2016	2019	
0	
1000
2000
3000
4000	
1991	1993	1995	1997	1999	2001	2003	2005	2007	2009	2011	2013	2015	2017	2019	2021	
Husholdninger	Industri m.m	
Bygg og anlegg	Tjenesteyting

Varme til riktig pris	 	
 	
Vista Analyse	 | 2022/	37	 	27	 	
 
Figur 	6 	Energiforbruk til oppvarming i hus	holdninger og fritidshus, etter energikilde	 
 	
Kilde:	 	Statistisk sentralbyrå, Vista Analyse	 	
Selv om 	produksjonen av fjernvarme	 totalt sett har	 økt raskt, 	er andelen 	fjernvarme i hushold-	
ningenes energimiks	 fremdeles 	relativt 	lav. I 2021 	utgjorde 	fjernvarme	 omtrent 3,6 prosent av 	
energiforbruket i husholdninger og 	fritidshus	, men andelen 	er økende	 (SSBa, 2022)	. Dette er imid-	
lertid	 ekskludert drivstoff, men inkludert an	dre bruksområder enn oppvarming	, som 	matlaging 	
og annet husarbeid	. I tillegg brukes elektrisitet i økende grad som 	energikilde til husholdningens 	
transportbehov	 på grunn av elektrifiseringen av bilparken. Derfor vil fjernvarme utgjøre	 en større 	
andel av 	energiforbruket til oppvarmingsformål. 	Vi antar at	 oppvarming utgjør 74 prosent av 	hus-	
holdningenes forbruk av elektrisitet, basert på beregninger gjort 	av Oslo Economics og Asplan 	
Viak	 (2020)	 for NVE	. D	ette gir oss 	en fjernvarmeandel 	på om	trent 4	,6 prosen	t. 	
Det tar imidlertid ikke hensyn til at 	en stor og voksende andel av el	ektrisiteten som brukes til 	
oppvarming går til å drive varmepumper, 	der 	den totale varmeenergien som oppnås inkluderer 	
omgivelsesvarme. 	NVE anslo at det i 2015 var cirka 750	 000 varmepumper, som leverte rundt 15 	
TWh med varme og trakk rundt 6,5 TWh elektrisitet	 (NVE, 2016)	. Siden da har tallet på a	ntall 	
varmepumper økt ytterligere, statistikk fra Norsk Varmepumpeforening tilsier at det fra 2016 til 
andre kvartal 2022 ble solgt over 600	 000 varmepumper 	(Norsk varmepumpeforening, 2022)	. 	
3.2	 	Spillvarme fra avfallsforbrenning er	 den 	viktigste	 energikilden	 	
Den s	tørste brensel	skilden 	i produksjon av fjernvarme er 	gjenvunnet varme	, se	 Figur 	7. Av denne, 	
utgj	orde	 spillvarme fra avfallsforbrenning	 89 prosent	 i 2021	 og spillvarme fra industrien og kraft-	
produksjon resten	 (Norsk Fjernvarme, 2021)	. Bioenergi st	o for 29 prosent av 	energien levert fra 	
varmesentraler i 2021, der 	om lag halvparten produseres ved 	forbrenning av skogflis	, som 	i ho-	
vedsak er basert på lavkvalitetsvirke fra skogbruket	. Omgivelsesvarme 	produseres ved å 	hente ut 	
varme fra omgivelsene ved å bruke ulike typer varmepumper	. I likhet med omgivelsesvarme, sto 	
fleksibel elektrisitet for 10 pros	ent av 	energien i levert fjernvarme i 2021. Elektrisitet 	brukes	 for å 	
varme va	nn, og	 benyttes	 som mellom	- og spi	ssl	ast i perioder med lav strømpris	 (Norsk 	
0 %
10 %
20 %
30 %
40 %
50 %
60 %
70 %
80 %
90 %
100 %	
1991	1993	1995	1997	1999	2001	2003	2005	2007	2009	2011	2013	2015	2017	2019	2021	
Elektrisitet
Ved
Fossil energi (Fyringsolje, parafin,
gass, mm.)
Fjernvarme

Varme til riktig pris	 	
 	
Vista Analyse	 | 2022/37	 	28	 	
 
Fjernvarme, u.d.)	. Ulike typer fossile brensler 	brukes også	 hovedsak	elig som spisslast, og 	utgjør	 	
en relativ lav andel av energimiksen	. 	
Figur 	7 	Energikilder levert fra varmesentral, 2021	 	
 	
Kilde:	 	fjernkontrollen.no	 	
Restavfall er 	har lenge vært den største brensel	skilden i 	fjernvarmeproduksjon, se 	Figur 	8. I 2009 	
ble det innført et forbud mo	t deponering av restavfall	, som 	betyr	 at avfallet i stedet må sendes til 	
et 	forbrenningsanlegg	 (Norsk Fjernvarme, u.d.)	. Dette medførte en stor økning 	i bruken av spill-	
varme fra avfallsforbrenning som innsatsfaktor i fjernvarmeproduksjon, som kan ses tydelig i 	 Fi-	
gur 	8 og 	Figur 	9. 	
Figur 	8 	Forbruk av brensel til bruttoproduksjon av fjernvarme	 	
 	
Kilde:	 	Stati	stisk sentralbyrå	 	
 	
Gjenvunnet varme	
47 %	
Bioenergi
29 %	
Omgivelsesvarme	
10 %	
Fossil olje og gass	
4 %
Fleksibel elektrisitet	
10 %	
0	
1 000
2 000
3 000
4 000
5 000
6 000
7 000
8 000
9 000
10 000	
1983	1985	1987	1989	1991	1993	1995	1997	1999	2001	2003	2005	2007	2009	2011	2013	2015	2017	2019	2021	
GWh	
Bio (masse, oljer, gass)
Avfall
Fossil (kull, mineralolje, gass)
Spillvarme
Elektrisitet

Varme til riktig pris	 	
 	
Vista Analyse	 | 2022/37	 	29	 	
 
Figur 	9 	Nettoproduksjon av fjernvarme, etter varmesentral	 	
 	
Kilde:	 	Statistisk sentralbyrå	 	
3.3	 	Det er 	lokale variasjoner i hvilke energikilder som brukes	 	
Fjernvarme 	er 	best egnet i 	urbane strøk 	der 	befolkningstettheten er høy og det er mange kunder 	
å dele investeringskostnaden på	. Oslo er byen med klart størst produksjon av fjernvarme i Norge, 	
se 	Tabell 	3.1. Prod	uksjonen i Oslo 	er omtrent like høy som i de ni neste byene på listen til sammen	. 	
Tabell 	3.1 	De ti største fjernvarmestedene	 	
Sted	 	Selskap	 	Produksjon (GWh)	 	
Oslo	 	Hafslund	 Oslo 	Celsio	4 	1923	 	
Trondheim	 	Statkraft Varme	 	710	 	
Bergen	 	Eviny Termo	 	278	 	
Tromsø	 	Kvitebjørn Varme	 	176	 	
Hamar	 	Eidsiva Bioenergi	 	173	 	
Stavanger/Sandnes/Forus	 	Lyse Neo	 	149	 	
Kristiansand	 	Agder Energi Varme	 	141	 	
Lillestrøm	 	Akershus Energi Varme	 	140	 	
Ålesund	 	Tafjord Kraftvarme	 	127	 	
Fornebu	/Lysaker/Lilleaker	 	Oslofjord Varme	 	123	 	
Kilde:	 	Norsk Fjernvarme (fjernkontrollen.no)	 	
Fordi fjernvarme produseres av lokalt tilgjengelig restvarme i ulike former, vil det også være lokale 
variasjoner 	i hvilke energikilder som brukes. 	Figur 	10	 viser 	at 	gjenvunnet varme var den viktigste 	
energikilden	 i de fleste av de ti største fjernvarmebyene i 2021. Men 	det er også en viss hetero-	
genitet blant disse byene	. I Lillestrøm og området rundt Lysaker i Bærum 	ble det i 2021 	ikke	 brukt	 	
 	
4 Hafslund Oslo Celsio har 	nylig en	dret navn fra Fortum Oslo Varme	. 	
0
500
1 000
1 500
2 000
2 500
3 000
3 500	
1999	2001	2003	2005	2007	2009	2011	2013	2015	2017	2019	2021	
GWh	
Avfallsforbrenning
Flisfyringsanlegg
Elektrokjeler
Varmepumpeanlegg
Fossil gass
Spillvarme
Biooljeanlegg
Kullanlegg
Oljekjeler

Varme til riktig pris	 	
 	
Vista Analyse	 | 2022/37	 	30	 	
 
gjenvunnet varme i det hele tatt, men 	kun 	omgivelsesvarme, bioenergi og elektrisitet. 	Andelen 	
fleksibel elektrisitet viser også en viss variasjon blant byene.	 	
Figur 	10	 	Variasjon i energikilder i de ti største fjernvarmebyene (2021)	 	
 	
Kilde:	 	Norsk Fjernvarme (fjernkontrollen.no)	 	
En større heterogenitet 	er synlig blant de største fjernvarmeselskapene	, illustrert i	 Figur 	11	. I 2021 	
var gjenvunnet varme den viktigste energikilden	 for seks av de ti største selskapene	. Tre av ti 	
hadde bioenergi som viktigste kilde, og 	ett selskap	 brukte mest omgivelsesvarme. 	Blant 	disse ti 	
største selskapene	, sto	 gjenvunnet varme for mellom og 82 prosent av energien	 i 2021	. En lik-	
nende variasjon 	mellom selskapene 	finner vi også for omgivelsesvarme	 og bioenergi, mens bru-	
ken av fleksibel elektrisitet og fossile brens	ler hadde en lavere variasjo	n. 	
Figur 	11	 	Variasjon i energikilder hos de ti største fjernvarmeselskapene (2021)	 	
 	
0%10%20%30%40%50%60%70%80%90%100%	
Gjenvunnet varme	Omgivelsesvarme	Bioenergi	Fleksibel elektrisitet	Fossil olje og gass	
0%
20%
40%
60%
80%
100%	
Gjenvunnet varme	Omgivelsesvarme	Bioenergi	Fleksibel elektrisitet	Fossil olje og gass

Varme til riktig pris	 	
 	
Vista Analyse	 | 2022/37	 	31	 	
 
Kilde:	 	Norsk Fjernvarme (fjernkontrollen.no)	 	
3.4	 	Pris	en på fjernvarme varierer over tid og mellom regioner	 	
SSB	 beregner og publiserer årlig gjennomsnittspriser 	på fjernvarme blant de ulike sektorene.	 In-	
dustrien 	har en lavere gjennomsnittpris enn husholdninger og tjenesteytende sektor	, se 	Figur 	12	. 	
Ifølge SSB	 (Bøeng, 2022)	, skyldes de	 lave prisene	 bilaterale avtaler mellom 	industribedrifter og 	
fjernvarmeprodusenter. 	Figuren viser også 	at 	den årlige gjennomsnittprisen 	har variert 	mer 	siden 	
2015 	for husholdningene og tjenesteytende sektor enn for industrien	. Denne variasjonen skyldes 	
den sammenfallende økte variasjonen i strømprisene 	i det samme tidsrommet, på grunn av 	kob-	
lingen mot strømprisen (se	 Figur 	12	). 	
Figur 	12	 	Årlige g	jennomsnittspriser fjernvarme, eks. MVA	 	
 	
Kilde:	 	Statistisk 	sentralbyrå	 	
Figur 	13	 viser	 det 	kvartalsvise	 landsgjennomsnittet 	av sluttbrukerprisen på strøm, ekskludert 	
MVA. 	Her blir det synlig at 	Figur 	12	 skjuler prisvariasjon innad i enkeltår	, og at de	t en viss 	(se-	
song)	variasjon i priser mellom kvartalene.	 Imidlertid er det de månedlige gjennomsnittsprisene	 	
på strøm	 som legges til grunn 	i N	VE sin klagebehandling, ikke de kvartalsvise	. 	
0
20
40
60
80
100
120	
2012	2013	2014	2015	2016	2017	2018	2019	2020	2021	
øre/KWh	
Tjenesteytende
Husholdninger
Gjennomsnitt alle sektorer
Industri

Varme til	 riktig pris	 	
 	
Vista Analyse	 | 2022/37	 	32	 	
 
Figur 	13	 	Sluttbrukerpris på strøm for husholdningene, eks. MVA. Kvartalsvis gjennom-
snitt.	 	
 	
Kilde:	 	Statistisk sentralbyrå	 	
Figur 	14	 viser 	månedlige gjennomsnitt av spotprisen på strøm i de ulike norske prissonene	 i de 	
fire siste åren	e.5 Mellom utgang	en av 2018 og starten av 2020 	var 	prisene	 nokså stabile.	 I 2020 	
falt pri	sene og holdt seg 	svært 	lavt gjennom året før de steg kraftig i 2021	 og 2022.	 Fra 2021 økte 	
også variasjonen i prisene fra måned til måned betraktelig.	 	
Figur 	14	 	Spotpriser på strøm, månedlig gjennomsnitt	 	
 	
Kilde:	 	Nord Pool	 	
I tillegg til variasjoner over tid, er geografiske variasjoner også viktig. 	Mellom 2019 og 2021 var 	
det få lokale variasjoner i de månedlige gjennomsnittene av spotprisene på strøm. Dermed førte 	
 	
5 Vi har slått sammen kurvene for Oslo og Bergen, siden disse prisbanene er så like at grafen ble vanskelig å lese.	 	
0
20
40
60
80
100
120
140	
2012	2013	2014	2015	2016	2017	2018	2019	2020	2021	2022	
øre/KWh	
0
50
100
150
200
250
300
350
400
450
500	
2019	2020	2021	2022	
øre/KWh	
Oslo/Bergen
Kr.sand
Tr.heim
Tromsø

Varme til riktig pris	 	
 	
Vista Analyse	 | 2022/37	 	33	 	
 
ikke heterogene spotpriser til at forbrukere hadde ulik maksp	ris på fjernvarme.	6 Dette bildet end-	
ret seg fra 2021, da spotprisen i de ulike sonene koblet seg fra hverandre. Det har siden da blitt 
en særlig stor forskjell mellom Nord	- og Sør	-Norge. Denne forskjellen bidrar til at den effektive 	
maksprisen på fjernvar	me i det relativt kaldere Nord	-Norge 	blir	 lavere enn i Sør	-Norge hvor be-	
hovet for oppvarming er lavere. 	 	
Figur 	15	 	Fjernvarme: Investeringer og salgsinntekter over tid	 	
 	
Kilde:	 	Statistisk sentralbyrå	 	
Strømprisen 	er én av faktorene som 	påvirker salgsinntektene til fjernvarmeselskapene.	 I Figur 	15	 	
ser man et kraftig fall i salgsinntektene 	i 2020. SSB forklarer de relativt lave 	salgsinntektene med 	
lave strømpriser, 	varmt vær og lavere etterspørsel 	(Bøeng, 2022)	. I 2021 var situasjonen motsatt, 	
som førte til at salgsinntektene nesten doblet seg fra året før.	 	
Det ble foretatt store investeringer produksjonsanlegg i tiden rundt 	da deponiforbudet trådte i 	
kraft i 2009. Dette er også synlig i	 Figur 	15	. Det ble også investert m	er i distribusjonsnettet i for-	
bindelse med forbudet. Investeringene har holdt seg på et jevnt nivå siden 2013, selv 	om det ble 	
innført et forbud mot bruk av mineralolje til oppvarming i 2020. Dette kan 	være et tegn på mo-	
denhet i markedet for fjernvarme, si	den det ikke var behov for ekstraordinært høye investeringer 	
for å møte en forventet økt etterspørsel	. 	
 	
6 Det er imidlertid forskjeller i avgiftsstrukturen på strøm, som vil gi ulike priser lokalt uavhen	gig av spotprisen. For 	
eksempel er husholdninger i Troms og Finnmark fritatt elavgift.	 	
0	
1 000
2 000
3 000
4 000
5 000
6 000
7 000	
1987	1991	1995	1999	2003	2007	2011	2015	2019	
millioner kr	
Investeringer i
produksjonsanlegg
Investeringer i
distribusjonsanlegg
Andre investeringer
Salgsinntekter

Varme til riktig pris	 	
 	
Vista Analyse	 | 2022/37	 	34	 	
 	
4	 	Alternative teknologier for opp-
varming	 	
Innledningsvis kan det være grunn til å minne om at bruk at fjernvarme krever i praksis at bruke-
ren har vannbårne 	varmeanlegg i sine bygg. Tidligere var det vanlig at større bolig	- og nærings-	
bygg benyttet el og olje i egne fyrkjeler. På 1980 og 	-90 tallet ble det vanligere å utruste bygg med 	
direkte el	-oppvarming (panelovner), og flere tilfeller ble vannbårne anlegg 	skrotet fordi el	-løs-	
ninger var enklere og 	i en del tilfeller	 billigere. I dag sikrer teknisk forskrift (TEK17) at større bygg 	
får energifleksible oppvarmingsløsninger, i praksis vannbårne varmeanlegg. Skal man benytte 
fjernvarme er det en viktig forutsetn	ing at man også har vannbårne varmeanlegg.	 	
4.1	 	Om fjernvarme	 	
Fjernvarme produseres på grunnlag av energibærere som avfall, biomasse, elektrisitet, spill-
varme, gass, 	solenergi og	 bioolje. Hvilke energibærere som brukes i de ulike fjernvarmeanleggene 	
kan man und	ersøke på nettstedet fjernkontrollen.no	, og er omtalt i kapittel 	3.2	. Med unntak av 	
avfall og spillvarme kan disse energibærerne også brukes i anlegg tilpasset den enkelte bygning 
eller samling av bygninger. 	 	
For energibrukeren er fjernvarme et gunstig alternativ i den forstand at man slipper egne inves-
teringer i fyrhus, b	rensellager og drift av disse. Fjernvarme blir som regel levert via en kundesen-	
tral der varme overføres fra fjernvarmenett til kundens eget anlegg for varmedistribusjon i eget 
eller egne bygg. Kundesentralen er dermed et grensesnitt mellom byggets oppvarmi	ngsanlegg og 	
distribusjonsnettet for fjernvarme. En varmeveksler som er del av kundesentralen, brukes for å 
levere tappevann. Den gjør det mulig å levere nesten ubegrensede mengder med varmt tappe-
vann, og krever liten plass i forhold til varmtvannsberedere	 og akkumulatorer. Dette er særlig 	
gunstig for bygg med stor variasjon i tappevannsbehov.	 	
Fjernvarme fungerer dermed på samme måte som når elektrisitet overføres fra el	-nettet til el	-	
kunder (bygg). Som fjernvarmekunde får man varme med stor forsyningssikke	rhet levert «på 	
døra», uten særlig behov for egeninnsats. Man sparer dermed areal til varmeutrustning og ut-
fordringer knyttet til teknisk drift. 	 	
Et bygg som normalt benytter fjernvarme kan også ha egen varmeforsyning. Dette kan man be-
nytte dersom man av 	ulike årsaker ikke vil benytte fjernvarme, f.eks. dersom pris på fjernvarme 	
ligger høyere enn alternativet. Fjernvarmetilknytning betyr dermed ikke at man har kjøpsplikt. I 
noen tilfeller har noen byggeiere i de senere år investert i egne varmeanlegg, i fø	rste rekke var-	
mepumper. Dette fører til redusert behov for fjernvarme, og betraktes da som ofte et energief-
fektiviseringstiltak.	 	
Andre forsyningsløsninger enn fjernvarme fordrer at man investerer i eget energianlegg. Det er 
et stort spenn i investeringsbeh	ov beroende på valg av teknisk løsning, stedlige forhold m.m. 	
Noen løsninger krever daglig driftsinnsats, andre bare sporadisk tilsyn. For løsninger som er av-
hengige av el, slik som varmepumper, vil energikostnadene utvikle seg som et speilbilde av el	-	
mark	edet. Prisene på biobrensel vil på sin side være koblet til andre markeder enn energi.

Varme til riktig pris	 	
 	
Vista Analyse	 | 2022/37	 	35	 	
 	
4.2	 	Elektris	k oppvarming	 	
El fra nettet forsyner en elektrokjel og varmer opp vann som distribueres til bygget, både til rom-
oppvarming og tappevann. Elektrokjeler innebærer 	beskjedne investeringskostnader, krever som 	
regel beskjedne arealer og er enkle i drift.	 	
I mange tilfelle finnes det tilstrekkelig kapasitet i el	-nett nær det aktuelle bygget med oppvar-	
mingsbehov. I andre tilfeller må nettet oppgraderes, noe som kan medfør	e at brukeren må be-	
koste et anleggsbidrag til det lokale nettselskapet. 	 	
Ulempen med denne el	-basert oppvarming løsningen er at den fordrer tilstrekkelig kapasitet på 	
elforsyningen (effekt), og man er låst til priser og øvrige betingelser i 	el-markedet.	 	
4.3	 	Bioenergi	 	
De viktigste faste biobrensler er ved, pellets, flis og briketter. De produseres hovedsakelig av rent 
trevirke fra skog, inkludert hogstavfall og restprodukter fra treforedlings	- og treindustri. I noen 	
grad brukes også halm som brens	el i gårdsanlegg.	 	
Skogbruket er kilde til produksjon av skogsflis. Såkalt energivirke, dvs. tømmer av trær bl.a. med 
tørke	- og råteskader, er råstoff for produksjon av skogsflis. I noen grad vil også tynningsvirke og 	
virke f.eks. fra rydding av tomter, ryd	ding av vei	- og jordkanter benyttes.	 	
Bioolje produseres på basis av bl.a. planteoljer. Etter at forbudet mot oljefyring kom i 2020 (fossile 
oljeprodukter) har noen byggeiere gått over til å bruke bioolje. Det skyldes først og fremst at 
mange oljefyrte anle	gg forholdsvis enkelt kan bygges om slik at de kan bruke bioolje. Ulempen er 	
først og fremst at bioolje ofte er relativt kostbart å bruke. Tidligere har det også vært utfordringer 
knyttet til lagringsevnen biooljer har hatt. 	 	
Biogass kan brukes til å driv	e gasskjeler og lage varmt vann. Biogass produseres imidlertid i liten 	
skala i Norge, og brukes i begrenset grad til oppvarmingsformål. 	 	
Ved brukes først og fremst i private husholdninger og i noen litt større gårdsanlegg. Ved krever i 
praksis manuell innm	ating i fyrkjelen, og er lite brukt som brensel i større bygg. 	 	
Pellets kan på mange måter sammenlignes med oljeprodukter. Det kan lagres i tanker og siloer 
og mates inn i fyrkjeler med mekaniske løsninger (skruematere). Pellets kan fraktes/leveres med 
bul	kbiler som kan «blåse» brenselet fra bil til silo gjennom slangetilkoblinger. Pellets er forholds-	
vis lagringsstabilt, men krever god overvåkning av lager med tanke på fare for selvantennelse. 
Pelletsfyrte anlegg krever omtrent samme areal som oljebaserte a	nlegg. Men siden energitetthe-	
ten i pellets er om lag halvparten av hva den er i fyringsolje, vil behov for lagerplass (volum) være 
større. Utslipp fra pelletsfyring vil kunne overholde nødvendige myndighetskrav, og i praksis in-
nebærer røyk fra pelletskjele	r få utfordringer. I motsetning til i Sverige, brukes pellets fortsatt i 	
beskjeden grad i Norge. Det kan henge sammen med at man i Sverige har et stort antall produ-
senter og leverandører av anlegg. I tillegg konkurrerer sannsynligvis pellets bedre mot el 	i Sverige 	
enn det det gjør i Norge. 	 	
Anlegg som fyres med skogsflis (med relativ høy fuktighet) handler ofte om mer industrielle an-
legg, typisk nær	- og fjernvarmeanlegg. Tørr flis brukes ofte i litt mindre anlegg, typisk gårdsanlegg.

Varme til riktig pris	 	
 	
Vista Analyse	 | 2022/37	 	36	 	
 
Flisfyrte anlegg kreve	r areal til brensellager og manøvreringsområde for større lastebiler som tip-	
per flis ned i lageret. Flisfyring innebærer ofte daglig driftsoppfølging. Flis 	 	
Bruk av briketter er en slags mellomting mellom pellets og tørr flis. Briketter brukes imidlertid i	 	
beskjeden utstrekning i Norge. 	 	
Fyring med både pellets og flis skjer ved hjelp av moden og gjennomprøvd teknologi. I land som 
Sverige, Tyskland og Østerrike er bruken utbredt. Mest på grunn av større arealeffektivitet og 
mindre krevende drift er sannsyn	ligvis pellets mer egnet enn flis for forsyning av bygg som alter-	
nativt vil kunne bruke fjernvarme.	 	
4.3.1	 	Kostnader 	ved	 bioenergi	løsninger	 	
Kapitalkostnadene vil være avhengig av både anleggsstørrelse og 	-type, rentekostnader og bruks-	
tid på anlegg, samt støtteor	dninger. Brenselskostnader vil i noen grad svinge med kostnader for 	
andre energibærere, først og fremst strøm, men de kan også variere med bl.a. tømmerpriser. 
Driftskostnadene er relativt lave, men vil henge sammen med automatiseringsgrad og hvordan 
eier/d	river av anlegget priser arbeidstid og øvrige ressurser. Et velfungerende pelletsfyringsan-	
legg vil f.eks. kreve mindre manuell innsats enn et anlegg som fyres med flis. 	 	
Generelt vil bearbeidet brensel som pellets og briketter koste mer enn flis per kWh 	i råvare pris. 	
Men for kapitalkostnadene er det generelt motsatt; de er lavere for anlegg med bearbeidet bren-
sel. 	 	
Energirapporten nr. 38/2020 forteller at prisene på flis i 2020 lå på 24 øre/kWh for fuktig flis og 
28 øre/kWh for tørr flis, levert terminal	, eks mva. NIBIO	 angir noenlunde samme prisbilde, men 	
med noe lavere bre	nselskostnader	 (NIBIO, 2017)	. Tallene fra den 	publikasjonen er gjengitt i 	ta-	
bellen nedenfor.	 	
Tabell 	4.1 	Kostnader ved bioenergiløsninger	 	 	
Investering *	 	Brensel	 	Drift 	 	Total	 	
Flis	 	48	 	21	 	2 	61	 	
Halm	 	27	 	14	 	7 	48	 	
Ved	 	74	 	31	 	13	 	118	 	
Kilde:	 	NIBIO (2017).	 	
Energirapporten nr. 26/2022 forteller at prisene på flis i 2022 lå på 32 øre/kWh for fuktig flis og 
34 	øre/kWh for tørr flis, levert terminal, eks	kl.	 mva. 	 	
Prisene for pellets varierer med volum og transportavstand. Energirapporten nr. 26/2022 forteller 
at prisen i september 2022 ligger om lag på 54 øre/kWh, opp fra rundt 38	-42 øre/kWh i 2021. 	
Disse prisene	 gjelder for bulkleveranser opplastet ved fabrikk, eks. 	mva. Bare for en sammenlig-	
ning kan nevnes at pellets i småsekk (16 kg) fra Byggmax innebærer en energipris på ca 117 øre/ 
kWh (inkl mva). Kjøper man en pall med sekker (52 stk a 16 kg) ligger prisen p	å 114 øre/kWh (inkl 	
mva). Disse prisene er fra september 2022.

Varme til riktig pris	 	
 	
Vista Analyse	 | 2022/37	 	37	 	
 	
4.4	 	Varmepumpeløsninger	 	
Varmepumper henter energi fra omgivelsene, fra uteluft, fra vann (sjøvann eller grunnvann) eller 
fra grunnvarme (jord eller fjell). Ved hjelp av varmepumpen løftes temperat	uren på varmen fra 	
omgivelsene f.eks. i sjøvann til et høyere nivå som kan anvendes til romoppvarming. Oppvar-
mingen av bygg skjer via luft eller normalt via vannbåren varme. 	 	
Virkningsgraden til varmepumpen avhenger av temperaturnivået til kilden som varme	n skal hen-	
tes fra og temperaturnivået man trenger i varmeanlegget. Lavt temperaturløft betyr høy varme-
faktor. Varmefaktoren er forholdet mellom avgitt effekt (som tilføres som varme) og tilført elek-
trisk energi til kompressoren(e). Ofte omtales denne også 	som COP (engelsk Coefficient of per-	
formance). Typisk varmefaktor er 2,5	-3,5. Det betyr at dersom man tilfører varmepumpen 1 kWh 	
elektrisk energi, vil man få levert 2,5 	– 3,5 kWh som utnyttbar varme. 	 	
For ene	- og flermannsboliger har luft/luft varmepumper b	litt vanlige i de senere år. Dette handler 	
om mindre enheter som henter energi fra uteluft og leverer varmluft som bidrag til romoppvar-
ming i boligen.	 	
Det finnes også varmepumper som henter energi fra uteluft og leverer varme til vannbårne sys-
temer, såkalt	e luft/vann varmepumper. Anleggsstørrelsene er som regel større enn luft/luft an-	
leggene. Blant ulempene slike anlegg har er fare for viftestøy og ising på anleggenes utedeler. 	 	
Vann/vann varmepumper kan leveres i størrelser som passer eneboliger og oppover	. Men for 	
større bygg er slike varmepumper mest aktuelt. I slike anlegg utnyttes gjerne grunnvarme som i 
hovedsak er solvarme som er magasinert i grunnen, samt et lite bidrag fra spalting av radioaktive 
elementer i berggrunnen. Denne energien lagres i berg	, jord og grunnvann og kan benyttes som 	
energikilde til oppvarming ved hjelp av varmepumpe. Temperaturen i grunnen er vanligvis 1	-2 	
grader høyere enn årsmiddel luft	-temperatur på stedet, noe avhengig av antall dager med snø-	
dekke. Grunnvarmeløsninger kan be	nyttes for både for oppvarming og kjøling. Energi kan hen-	
tes/dumpes enten ved etablering av brønnpark eller bruk av grunnvann, avhengig av de stedlige 
forholdene. 	 	
4.4.1	 	Energibrønner	 	
I de fleste anlegg av denne typen hentes varmen fra borehull (energibrønner) i fjellet. En energi-
brønn lages ved å bore med en diameter på om lag 140 mm ned til typisk 200	-300 meters dybde. 	
Brønnen utrustes med en kollektor som litt forenklet er en plastsl	ange som føres ned i brønnnen 	
i en U	-form. Et kjølemedium, ofte bare vann, pumpes ned i kollektorslangen. På sin vei både ned 	
og opp henter kjølemediet varme opp fra brønnen, og det er denne varmen varmepumpa utnyt-
ter. Energipotensialet avhenger av berggru	nnens egenskaper. Energibrønner i fjell er den van-	
ligste grunnvarmeløsningen, og kan etableres stort sett i hele Norge. Men i områder hvor det er 
veldig langt ned til fjell vil etableringskostnadene for energibrønner kunne svekke lønnsomheten 
såpass mye at	 bergvarme i praksis ikke er egnet. 	 	
Dersom egnet areal er for lite til tradisjonelle 200	-250 meters brønner, kan 500	-800 meter dype 	
energibrønner mulige alternativ. I dypere energibrønner er det spesifikke energiuttaket per me-
ter brønn høyere, i tillegg t	il at energiuttaket per brønn er større. På den annen side øker kostna-	
dene for boring og kollektorer.

Varme til riktig pris	 	
 	
Vista Analyse	 | 2022/37	 	38	 	
 
Skal man bore energibrønner kreves det at man har tilgang på ubebygd areal. Der man river bygg 
i byer og tettsteder for å føre opp nye bygg, er energibrøn	ner og varmepumpe derfor spesielt 	
interessant, nettopp fordi hele «fotavtrykket» der byggene stod blir tilgjengelig for boring av 
brønner. Disse arealene kan imidlertid benyttes til andre formål senere. 	 	
Fordelen med slike anlegg er at de er driftssikre, o	g har relativt lang levetid. Teknologien er mo-	
den. Investeringskostnadene varier i forhold til størrelsen på anlegget, og grunnforholdene. An-
leggene kan dimensjoneres og bygges ut trinnvis etter behov. 	 	
Grunnvarmeanlegg kan utformes for kun uttak av varme 	(eller kjøling), eller som et energilager 	
med balansert uttak og tilbakeføring av varme, det vil si der netto varmeuttak fra brønnene over 
året er null. På denne måten kan grunnen betraktes som en akkumulator eller en stor lagertank 
der sommerens overskudd	svarme lagres til bruk på kalde vinterdager. Forutsatt balansert drift, 	
vil et energilager dekke samme energibehov med færre borehull og ved bruk av mindre areal på 
grunn av kortere avstand mellom borehullene. Et energilager vil dessuten medføre noe lavere	 	
investeringsbehov.	 	
Et energilager i fjell består av flere energibrønner plassert tett inntil hverandre. For bygg uten 
kjølebehov, kan balansen i energilageret opprettholdes ved å tilbakeføre annen overskudds-
varme, for eksempel fra overskuddsvarme fra buti	kkjøling, salg av kjøling til nabobygg, avkastluft 	
fra ventilasjonsanlegg, uteluft eller solfangere 	– enten som bakkesolfanger eller vanlig solfanger 	
på vegg eller tak. (En bakkesolfanger er en solfanger som i stedet for å være montert på tak eller 
vegg, e	r integrert som en del av dekket på parkeringsplasser, gangvei, idrettsbaner etc. Bakkesol-	
fangeren kan brukes som gatevarme	-/snøsmelteanlegg om vinteren.)	 	
Løsninger med energibrønner og varmepumpe vil kunne kombineres med fjernvarme og repre-
sentere et alte	rnativ for varme	- og kjøleleveranser til ny bygningsmasse. Kostnadene for grunn-	
varmeanlegg varierer, bl.a. ut fra lokale grunnforhold. For et lite anlegg for en enebolig eller to-
mannsbolig trengs en eller to brønner, som hver kan koste typisk rundt 40 000 	kr/stk. Så kommer 	
sleve varmepumpen på om lag 120 000 kr. Når anlegget er montert og kjørt i gang vil samlede 
kostnader typisk ligge på 200	-300 000 kr. (Kilde: Varmepumpeinfo.no)	 	
4.5	 	Solenergiløsninger	 	
Solenergi kan omdannes til varme og el ved hjelp av ulike 	teknologier. Solvarme kan produseres 	
ved hjelp av aktive eller passive løsninger. Aktive solvarmeanlegg omfatter solfangere som fanger 
opp solvarmen og mater denne inn i vann	- eller luftbårne systemer for varmelagring og distribu-	
sjon. Passiv utnyttelse av 	solvarme skjer ved at varme fanges opp og lagres i ulike bygningskom-	
ponenter som har høy varmekapasitet, f.eks. betong. 	 	
Solvarme kan også i noen tilfelle komplettere andre forsyningsløsninger, eksempelvis i kombina-
sjon med bruk av energibrønner og varme	pumpe. I et slikt tilfelle handler det om lagring av sol-	
varme fra sommer for utnyttelse i vintersesongen. 	 	
I de senere år har solvarmeløsningene fått sterkere konkurranse fra solcelleteknologien, fordi 
solceller/solstrøm har falt betydelig i enhetskostnad	er. I tillegg er solvarmeproduksjonen betyde-	
lig på solfylte sommerdager, og vil ikke alltid sammenfalle med tidspunkt for stort varmebehov. 
Dette varmeoverskuddet går ofte tapt på grunn av lagringsutfordringer. Produksjonsoverskudd 
fra solceller kan derimo	t «eksporteres» til nettet.

Varme til riktig pris	 	
 	
Vista Analyse	 | 2022/37	 	39	 	
 
Solceller kan monteres på tak og i fasade på de deler av bygget som er eksponert for sol. På tak 
er solceller imidlertid i konkurranse med andre formål, i første rekke takterrasser og grønne tak. 	 	
Solenergi produseres mest i so	mmerhalvåret og bidrar lite i fyringssesongen. Dermed vil solenergi 	
ikke være noe selvstendig alternativ, men heller være et supplement til andre forsyningsløs-
ninger. 	 	
4.6	 	Spillvarme	- og	 overskuddsvarme 	 	
I visse tilfeller kan det være sammenfall mellom spillva	rmeressurser et sted og varmebehov, f.eks. 	
i bygningsmasse i nærheten. Noen ganger vil spillvarmekilden være stor og i seg selv danne grunn-
lag for et fjernvarmeanlegg. Et eksempel på dette er Mo fjernvarme i Mo i Rana. fjernvarmepro-
duksjonen her er basert 	på er overskuddsenergi fra prosessbedriftene i Mo Industripark. 	 	
I andre tilfeller kan det tenkes det finnes annen virksomhet slik som bakerier eller næringsmid-
delvirksomhet som kan utnytte overskuddsvarme ved å levere til nabobygg. I nabobyggene kan 
slik 	varmeforsyning f.eks. kunne brukes i kombinasjon med el	-kjeler. Dette er i midlertid neppe 	
veldig vanlig å gjøre, noe som kanskje skyldes mer organisasjonsmessige og forretningsmessige 
årsaker. Men vi vet at bare en vanlig dagligvareforretning kan ha et va	rmeoverskudd på flere 	
hundre tusen kWh som f.eks. kan nyttiggjøres i nabobygg. 	 	
4.7	 	Kort oppsummering 	- fjernvarme 	vs.	 alternativene	 	
• 	Arealbehov: Grunnvarme og bioenergi krever tilgang på mer areal og/eller bygningsvolum i 
ulike former enn det fjernvarme gjør. 	El-kjel krever noe mer areal. 	 	
• 	Drift: Fjernvarme krever lite eller ingen egeninnsats knyttet til drift og oppfølging. El	-kjel kre-	
ver også lite oppfølging Grunnvarme krever noe driftsoppfølging, bioenergi enda mer. 	 	
• 	Økonomi: Hvordan alternativene konkurrere	r økonomisk kommer i stor grad an på hvilke 	
forutsetninger man legger til grunn. Men vår erfaring er at alternativene kan konkurrere 
godt. Bioenergi har så langt ikke hatt samme svingninger som det el	-prisene har hatt.

Varme til riktig pris	 	
 	
Vista Analyse	 | 2022/37	 	40	 	
 	
5	 	Alternative 	regulering	smodeller	 	
Fjernvarmeanlegg krever store investeringer i varmesentraler og distribusjonsnett, noe som gir 
fallende enhetskostnader og tilhørende karakter av å være	 det 	som fra et samfunnsøkonomisk 	
perspektiv 	kalles	 naturlige monopoler. 	Et naturlig monopol 	er en situasjon der det blir 	lavest sam-	
lede kostnader med 	én enkelt leverandør, og 	bestemmes ut ifra kostnadsstrukturen. 	Det er stor 	
enighet i litteraturen om fjernvarme at 	fjernva	rme har 	kjennetegnene til et naturlig monopol.	 	
At noe er et naturlig monopol	 betyr imidlertid ikke nødvendigvis at priser må reguleres	 eller at 	
leverandøren har markedsmakt overfor kundene	. Et naturlig monopol kan være utsatt for kon-	
kurranse fra andre 	potensielle 	leverandører som kan komme inn i markedet, et såkalt «conte-	
sted» nat	urlig monopol	. Et naturlig monopol kan også være i konku	rranse med andre a	lternative 	
teknologier. 	I noen markeder, så kan det være naturlig monopol i 	deler av 	tjenesten og konkur-	
ranse i andre.	 For eksempel er distribusjon av kraft via nettet og distribusjo	n av naturgass i 	rør 	
eksempler på naturlige monopoler, mens salg av 	selve 	den elektriske energien og 	gassen er pre-	
get av konkurranse.	 	
Graden av markedsmakt	 og konkurranse er 	derfor sentrale spørsmål i vurderingen av hvordan 	
fjernvarmemarkedet bør reguleres.	 	
I dette kapittelet går vi først gjennom hva som er kjennetegnene ved fjernvarmemarkedet i dag	, 	
basert både på forskning og 	konkrete erfaringer. Deretter går vi gjennom hva som 	bør være må-	
lene med en regulering av fjernvarm	epris	. S	å beskriver vi	 fire ulike former for regulering med 	
erfaringer fra land som har valgt den reguleringsløsningen der det finnes, før vi konkluderer med 
en anbefaling om type regulering for det norske fjernvarmemarkedet.	 	
5.1	 	Grad av markedsmakt	 	
Figur 	16	 viser en skjematisk fremstilling av hvordan 	man kan vurdere om det er behov for regule-	
ring av fjernvarmepriser. 	Det første trinnet er om fjernvarme er et nat	urlig monopol. De store 	
faste kostnadene involvert i å lage et fjernvarmenett 	tilsier at 	det er et naturlig monopol, og det 	
er lite omstridt. For at et naturlig monopol skal være «contestable», må 	det være lave barrierer 	
for å komme inn og trekke seg ut av	 markedet. Det er heller ikke tilfelle for fjernvarmemarkedet.

Varme til riktig 	pris	 	
 	
Vista Analyse	 | 2022/37	 	41	 	
 
Figur 	16	 	Skjematisk fremstilling av skritt ved vurdering av passende regulering av 
fjernvarme	 	
 	
Kilde:	 	Wissner (2014)	 	
Det neste spørsmålet er da om det er mulig å kun r	egulere 	distribusjonen av fjernvarme	 i nettet, 	
og overlate det til markedet å fritt fastsette priser på energien	. Det vil være en form for regulering 	
som ligner på kraftmarkedet, der 	nettleie er regulert, mens kraftprisen settes i 	et marked.	 	
Rent teknisk e	r det mulig å med tredjepartsadgang (TPA) til fjernvarmeinfrastrukturen, slik at var-	
meprodusenter med ulik teknologi og kostnader konkurrerer om å mate inn varmt vann i trans-
portsystem frem til sluttbruker, men det krever et tilstrekkelig med fjernvarmevol	um og tilgang 	
på ulike varmeproduksjonsløsninger for å oppnå en konkurranseeffekt som forsvarer investe-
ringene. TPA vil fremdeles kreve regulering av infrastrukturen for selve distribusjonen av varme.	 	
I praksis 	ser man at også steder med omfattende tredjep	artsadgang i fjernvarmenettet, så er det 	
én dominerende aktør i de fleste fjernvarmenett, som setter prisen. 	Det er blant annet fordi 	fjern-	
va	rmenett er 	geografisk	 avgrenset	, sammenlignet med for eksempel kraftnettet. Med én domi-	
nerende aktør i leveranse av varme i ett fjernvarmenett, vil 	det ikke fungere å kun regulere prisen 	
på tilgangen til infrastrukturen, fordi den dominerende aktøren vil kunne 	samlet sett kunne ta en 	
mo	nopolpris gjennom å øke prisen på 	energien levert 	(Wissner, 2014)	. Uansett er ikke TPA ut-	
strakt i Norge, som tilsier at å kun regulere distribusjonen av fjernvarme ikke er en realistisk løs-
ning.	 	
Selv om 	leveransen av fjernvarme	 ikke utsatt for konkurranse, så betyr ikke det at 	varmemarkedet 	
er uten konkurranse.	 Flere varmeteknologier er i varierende grad tilgjengelig for kundene, som 	
f.eks. elektrisk oppvarming, grunnvarme	, ulike varmepumpeløsninger	 og fjernvarme	. D	en tekno-	
logis	ke utvikling	en	 kan tilføre flere. Ulike varmeaktører kan i prinsippet konkurrere i dette mar-	
kedet, der konkurransen styrer investeringsinsentivene, prisnivået og dermed forbruksnivået 
fremover.

Varme til riktig pris	 	
 	
Vista Analyse	 | 2022/37	 	42	 	
 
 
Vår vurdering 	er at 	konkurransen 	med andre varme	kilder	 ikke er sterk nok til å 	erstatte økonomisk 	
regulering av 	priser i fjernvarmeanleggene.	 Det er flere grunner til det. 	Den viktigste er at det er 	
betydelig innlåsingseffekter i 	valg av 	varme	kilde	. Når et bygg er under oppføring, eller når det 	
gjennomføres e	n større rehabilitering	, kan 	fjernvarme være i konkurranse med 	andre varmetek-	
nologier. 	Når valget av varmeløsning første er foretatt kan det derimot 	være svært krevende å 	
legge om. 	De mest aktuelle alternativene til fjernvarme er ulike former for 	varmepumpeløsninger	, 	
som krever vesentlig investeringer. 	Ofte vil det også være nødvendig å legge til rette for 	disse 	
løsningene i byggefasen	, og plassmangel kan gjøre det 	vanskelig å 	installere det i 	etterkant. 	Inn-	
låsingseffektene gir 	fjernvarmeselskapene	 markedsmakt overfor eksisterende kunder.	 Wissner 	
(2014) konkluderer med at fjernvarmemarkedet er preget av innlåsingseffekter	, og at det på bak-	
grunn av det kan være behov for reguleringer. Erfaringer fra andre land uten prisreguleringer 
(omtalt i 	5.3.1	), til	sier også at konkurransen mellom fjernvarme 	og andre varmekilder ikke alltid 	
er tilstrekkelig.	 	
En annen grunn til at det kan være behov for 	å regulere pris, er 	at noen kundegrupper 	potensielt 	
kan være	 i en svak	ere	 situasjon, med 	begrenset informasjon og begrensede muligheter til å foreta 	
store investeringer for	 alternative varmekilder som potensielt kan være billigere på sikt.	 Det er 	
en fare for at fjernvarmesels	kapene vil kunne ta en urimelig høy pris fra slike lite prissensitive 	
kunder. 	Det gjelder særlig boligsektoren, der sameier, borettslag og i noen tilfeller enkelthushold-	
ninger, 	må fatte beslutninger om varmekilder. I boligmarkedet er det også mulig at kjøp	ere i ny-	
bygg i	kke fullt ut	 tar med i beregningen de langsiktige kostnadene ved oppvarming, og at utbyg-	
gere derfor 	heller velger løsninger med lavere investeringskostnader, som å knytte seg til et ek-	
sisterende fjernvarmenettverk, enn å 	undersøke om andre lø	sninger kan ha lavere langsiktige 	
kostnader.	 Det er sannsynligvis stor variasjon i hvor profesjonelle boligkunder 	er i sitt valg av var-	
meløsning, både 	når det gjelder nybygg og sameier/borettslags løpende beslutninger. 	Vi mener 	
det er grunn til å ta hensyn	 til behovet for å beskytte forbrukere, selv om 	mange forbrukere vil 	
være prissensitive.	 	
For nye næringskunder er hverken innlåsingseffekter eller 	forbrukerbeskyttelse argumenter for 	
regulering av pris. 	For denne gruppen kan imidlertid	 fjernvarmeselskapers	 bruk av 	tilknytnings-	
plikten for å låse inn kunder være en grunn til å regulere.	7 I hvor stor grad fjernvarmeselskapene 	
aktivt bruker tilknytnings	plikten	 for å skaffe kunder er omstridt. Fjernvarmeselskaper vi har snak-	
ket med fremhever at d	e skaffer seg kunder på kommersielle vilkår	, og tilknytningsplikten har 	
liten eller ingen betydning	. Enkelte næringskunder vi har vært i kontakt med 	opplyser	 deri	mot	 at 	
tilknytningsplikten har 	betydning, særlig i møte med noen fjernvarmeselskaper. 	At det finnes en 	
tilknytningsplikt 	kan også ha betydning i en forhandlingssituasjon, selv om 	fjernvarmeselskapet 	
ikke aktivt 	håndhever plikten	. 	
Tilknytningsplikten 	inneb	ærer ikke en plikt til å bruke fjernvarme som varmekilde. 	Det er imidler-	
tid vanlig blant flere store fjernvarmeselskaper å ha 	som vilkår	 i avtaler	 med nye næringskunder 	
at kunden forplikter seg til å kun bruke fjernvarme, og ikke installere andre varmekild	er. 	På den 	
 	
7 Tilknytningsplikten er re	gulert i plan	- og bygningsloven § 	27-5 og fastslår at 	«Hvis et byggverk skal oppføres innenfor 	
et konsesjonsområde for fjernvarme, og tilknytn	ingsplikt for tiltaket er bestemt i plan, skal byggverket knyttes til 	
fjernvarmeanlegget	». Tilknytningsplikten gjelder for nye bygg og ved større ombygginger	. Kommunen kan gi unntak 	
fra tilknytningsplikten.

Varme til riktig pris	 	
 	
Vista Analyse	 | 2022/37	 	43	 	
 
måten kan 	fjernvarmeselskapet skape en innlåsing, spesielt når det kombineres med avtaler med 	
lang varighet.	 	
Energiloven § 5	-5, fjerde ledd	, fastslår at kunder med 	tilknytningsplikt skal betale 	tilknytningsav-	
gift og fast årlig avgift, også hvis 	fjernvarme ikke benyttes. 	Denne regelen gir 	fjernvarmeselskaper 	
muligheten til å 	bruke den lovpålagte faste årlige avgiften for å sørge for	 at det 	ikke vil være 	
lønnsomt for en kunde med tilknytningsplikt å investere i en	 konkurrerende 	varmekilde, selv der 	
den 	ville vært billigere. Vårt inntrykk er	 fjernvarmeselskapene i dag ikke benytter seg av	 mulighe-	
ten til å kreve en fast årlig avgift av kunder med tilknytningsplikt 	som ikke bruker fjernvarme	. At 	
loven åpner for 	det,	 betyr at denne m	uligheten likevel må tas hensyn til	. 	
Aktørenes opptreden i markedet kan også tyde på at fjernvarmeselskapene har markedsmakt. 	I 	
de aller fleste tilfeller legger fjernvarmeselskapene sine priser 	tett opp til	 den maksimale tillate 	
prisen. 	Det gjelder selv om	 det utvilsomt finnes 	varm	eløsninger 	som er tilgjengelig for i hvert fall 	
en del av kundemassen, som er billigere enn direkte elektrisk oppvarming. 	Nye næringskunder 	
som inngår 	langsiktige kontrakter med fjernvarmeselskaper, får i noen tilfeller rabatter i	ft. den 	
regulerte 	maksimalprisen, men vårt inntrykk 	ut ifra kontakt med aktører i markedet, 	er at disse 	
rabattene er 	av beskjeden størrelse. 	Det kan være fordi dagens maksimalpris treffer 	svært godt 	
på hva en konkurransedyktig pris er, men 	kan vel så gjern	e være et tegn på at fjernvarmeselska-	
pene har 	markedsmakt.	 	
Siste ledd i den skjematiske	 fremstillingen	 til Wissner 2014 i 	Figur 	16	 er spørsmålet om 	regulering 	
av pris	en på fjernvarme er gjennomførbart og ønskelig i praksis. Det spørsmålet 	ser vi på i de 	
etterfølgende avsnittene.	 	
5.2	 	Mål for 	reguleringen	 	
Ved utforming av den økonomiske reguleringen av fjernvarmeproduksjon og 	-distribusjon er det 	
en rekke hensyn som skal 	ivaretas:	 	
• 	Best mulig utnyttelse av eksisterende varmeanlegg, der kostnaden ved å forsyne 
varme balanserer kundenes betalingsvilje for mer varme.	 	
• 	Effektive investeringer i nye anlegg, inkludert kapasitetsutvidelser. 	 	
• 	Akseptable fordelingseffekter, varmekund	er vs. varmeprodusentene.	 	
• 	Transparens og lav kompleksitet, som gir forutsigbare og forståelige virkninger for 
både produsenter og kunder	. 	
• 	Realistiske krav til 	regulator	s informasjon om kostnader og 	effektivitet	 i produksjon	 	
og 	distribusjon.	 	
Nedenfor komme	nterer vi sentrale regulatoriske spørsmål, slik disse er identifisert av oppdrags-	
giver i kravspesifikasjonen, samt noen konkrete tilnærminger vi foreslår for å belyse problemstil-
lingen.	 	
Det er flere aktuelle former for økonomisk regulering av naturlige mon	opoler, som både har vært 	
anvendt i praksis og vært gjenstand for omfattende forskning for å avdekke fordeler og ulemper 
med de ulike alternativene. Nedenfor gir vi en omtale	 de fire 	hovedalternativene	: uregulerte 	
fjernvarmepriser, avkastningsregulering, i	nntektsrammeregulering og maksimalpris	.

Varme til riktig pris	 	
 	
Vista Analyse	 | 2022/37	 	44	 	
 	
5.3	 	Uregulerte fjern	varmepriser	 – fri prisdannelse	 	
I dette alternativet 	overlater myndighetene prisfastsettelsen til 	markedsmekanismene	. Markeds-	
mekanismene kan komme til uttrykk på flere måter. Store kunder	 kan få fastsa	tt sine 	fjernvarm	e-	
priser i forhandlinger med produsenten.	 I et konkurranseutsatt 	varmemarked	 uten tilknytnings-	
plikt vil 	prisene 	påvirke	s av det 	som ofte omtales som deltakerbetingelsene	: kundene må se seg 	
tjent med å velge fjernvarmeløsningen, og det skjer bare dersom samlet varmekostnad er lavere 
enn for alternative varmevalg (evt. korrigert for opplevde kvalitetsforskjeller).	 	
I disse	 forhandlinge	ne	 er det grunn til å tro at 	begge parter	 (kjøper og selger av varme) har god 	
innsikt i realistiske alternativer til fjernvarme, og hva disse vil 	gi av kostnader for kunden. Hoved-	
styrken med 	fri prisdannelse er at	 begge parter ser seg tjent med å 	inngå en avtale om fjernvar-	
meleveranser dersom 	kos	tnadene ved alternativene er høyere enn 	fjernvarmeselskapets kostna-	
der	. Det skal i prinsippet sikre effekti	ve varmeløsninger	. 	
Mindre kunder	, som i praksis ikke vil gjennomføre forhandlinger på denne måten, kan også 	
komme gunstig ut 	med fri prisdannelse. De	t avhenger av hvor god innsikt de har i alternativene, 	
og selvsagt hv	a disse varmeløsningene vil koste kunden. Selv om fjernvarme	selskapet er i mono-	
polsituasjon, er ikke nødvendigvis markedsmakten høy. 	Fjernvarmeselskapene må kunngjøre pri-	
ser som kundene a	kseptere	r. Hvis alternativene er	 vesentlig rimeligere enn fjernvarme	, må	 fjern-	
varmeprisene 	settes 	tilsvarende 	lavt	, konsumentoverskuddet 	blir 	høyt	 og 	lønnsomheten	 til fjern-	
varmeselskapene 	kommer under press. 	 	
I et uregulert marked vil fjernvarmeselskapet 	kunne 	se seg tjent med å tilby tariffer med ulike 	
elementer	: et fast 	kronebeløp per avregningsperiode	 (tilknytning)	, energiledd og effektledd	. Bruk 	
av 	slike 	flerdelte tariffer i et uregulert marked 	bidrar til	 samfunnsøkon	omisk effektiv	 utn	yttelse 	
av anlegg	ene, men kan 	ha uheldige fordelingseffekter	. Hvis fjernvarmeselskapet har god informa-	
sjon om kundenes betalingsvilje, 	inkludert kundenes alternative	 varmeløsninger	, er det i	 selska-	
pet	s økonomiske interesse 	å holde energileddet på nivå med marginal	 varme	kos	tnad, 	og 	heller 	
bruke fastleddet til å 	dra inn størst mulig overskudd. 	Marginalkostnadsprisingen 	øker kundenes 	
verdi av fjernvarmeløsningen, og den kan fjernvarmeselskapet 	nærmest 	«skattelegge» 	med	 fast-	
ledde	t. Hvor kraftig skatteleggingen blir i et uregule	rt marked avhenger av kostnadene ved alter-	
native varmeløsninger.	 	
I tillegg til potensielle uheldig fordelingseffekter, kan 	et 	ureguler	t varmemarked også kunne gi 	
samfunnsøkonomisk ineffektive 	varmeløsninger. Hovedgrunnen til det er å finne på begge 	sider 	
av markedet	, og 	kan spores til innlåsningseffekter av teknologivalgene som gjøres.	 	
Varmekunder 	må foreta investeringer som støtter den valgte varmeløsningen, enten det er elek-	
trisk oppvarming, fjernvarme	, eller andre løsninger. Når slike valg er 	foretatt	, vi det være kostbart 	
å ombestemme 	siden det utløser behov for nye investeringer. 	Når et fjernvarmeanlegg har etab-	
lert seg og fått knyttet til seg et 	de aktuelle kundegruppene	, endres forhandlingsposisjonen i kun-	
denes disfavør. 	Det utgjør ikke bar	e et fordelingsproblem	 (selskapsoverskudd vs. konsumentover-	
skudd), men et potensielt stort effektivitetsprobl	em	. Nye kunder har grunn til 	å frykte denne inn-	
låsningseffekten	 på fremtidige priser, og 	til vegre seg for å låse seg til	 fjernvarmeløsninge	r – ogs	å 	
i de tilfeller der fjernvarmeløsningen 	samfunnsøkonomisk fremstår som 	er den mest 	beste	 var-	
meløsningen.

Varme til riktig pris	 	
 	
Vista Analyse	 | 2022/37	 	45	 	
 
Kundenes posisjon kan også svekkes 	ved at alternative varmeløsninger ofte vil kreve høye inves-	
teringer på kort sikt	. Det gjelder for eksempel for fler	e varmepumpeløsninger. 	Besparelsen 	av å 	
bytte komme	r først 	flere år frem i tid. Særlig for mindre kunder og utbyggere kan slik store eks-	
trainvesteringer 	øke terskelen for å bytte teknologi, selv om det skulle være regn	ing	svarende på 	
sikt.	 	
Det er ikke bare 	kundesiden som kan komme i en svak forhandlingsposisjon i et helt uregulert 	
marked.	 Når 	produksjons	- og 	distribusjonsanlegget 	et ut	bygd, er en betydelig del av kostnadene 	
fast	e og driftsuavhengige.	 Det svekke	r selskapets forhandlingsposisjon 	mot store kund	er, og 	kan 	
gjøre det 	mer 	krevende å ta priser som 	både 	dekker 	de variable 	og faste 	kostnadene	. Dette er 	
påpekt av flere, og utgjør i seg selv en 	god 	begrunnelse for ordningen med 	tilknytningsplikt	 (Dalen, 	
Moen, & Riis, 2007)	: 	
«D	et er imidlertid mulighetene for å koble til fremtidig bygningsmasse som vil være avgjørende 	
for lønnsomheten av anlegget. I et konsesjonsområde vil det ofte foreligge planer for fremtidige 
bebyggelser 	- både nærings	- og boligareal. I et uregulert varmemar	ked er det en fare for at disse 	
potensielle fremtidige kundene 	kan 	komme i en for gunstig forhandlingsposisjon. Når disse bygg-	
herrene går inn i forhandlinger med varmeselskapet, vil varmeselskapets investeringer allerede 
være foretatt. Reservasjonsprisen t	il varmeselskapet vil dermed være lavere enn det totalkostna-	
den i anlegget skulle tilsi.»	 	
Begge disse problemene kan i prinsippet håndteres med langsiktige prisavtaler	, men slike 	avtaler 	
reiser ny	e utfordringer	 knyttet til	 å forutse fremtidige behov for prisjusteringer	 i tak	t med mar-	
keds	- og teknologiutvikling	. 	
5.3.1	 	Erfaringer fra andre land	 	
Det er forholdsvis vanlig 	å ha uregulerte priser i fjernvarmemarkeder. 	I litt under halvparten av 	
lan	dene i Europa med en viss mengde fjern	varme er det ingen direkte regulering av pris	 (EU	-	
kommisjonen, 2022)	. Det må imidlertid sees i sammenheng med at 	flere land har	 en høy grad av 	
offentlig eierskap i fjernvarmeanleggene	, og at det varierer fra land til land om of	fentlig eide 	
fjernvarmeselskap 	setter markedspriser eller om prisene til dels er politisk bestemt.	 Det er også 	
betydelig variasjon i om land har tilknytningsplikt eller ikke for kundene. 	Finland har tidligere hatt 	
tilknytningsplikt, men har opphevet dette.	 I Tyskland kan kommunen pålegge 	tilknytningsplikt.	 	
Vi har valgt å 	undersøke erfaringene i t	re land med en betydelig mengde fjernvarme som ikke har 	
en direkte regulering av prisnivået er Finland, Sverige og Tyskland. 	Undersøkelsen er basert på 	
hva som er r	apportert i 	sekundær	litteratur	 og offentlige kilder. 	I en gjennomgang av EU	-	
kommisjonen 	av fjernvarme	 i Europa er disse landene likevel klassifisert som å ha en delvis pris-	
regulering	,8 fordi selv om prisnivået ikke er direkte regulert finnes det 	regler om blant annet hvor-	
dan priser skal være utformet eller beregnes, og 	ulike mekanismer for forbrukerklager på pris. 	
Det viser at også land som regnes å ha uregulerte priser, er det 	ulike me	kanismer på plass 	som 	
kan ha noen av de samme effektene som regulering av prisnivået.	 	
I land uten direkte regulering av prisnivået 	er ofte konkurransemyndigheter eller forbrukermyn-	
digheter 	involvert i fjernvarmemarkedet. 	 	
 	
8 Side 63 i 	District Heating and Cooling in the 	European Union 	(EU	-kommisjonen, 2022)

Varme til riktig pris	 	
 	
Vista Analyse	 | 2022/37	 	46	 	
 
I Tyskland er det vanlig med kontr	akter som binder kunder i opptil ti år, for å sørge for at selska-	
penes investeringskostnader blir dekket. Disse kontraktene inneholder som regel prisendrings-
klausuler for å blant annet ta høyde for endringer i fjernvarmeselskapenes kostnader. Prisend-
ringer	 under denne typen klausuler har vært en kilde til klager til konkurransemyndigheter. 	I Tysk-	
land undersøkte konkurransemyndighetene fra 2013 til 2017 flere fjernvarmeselskaper for mis-
bruk av markedsmakt og overdrevne prisøkninger. Resultatet av undersøkels	en ble at flere av 	
selskapene under undersøkelse godtok tilbakebetaling til kunder eller fremtidige prisreduksjoner 
(Bundeskartellamt, 2017)	. De tyske konkurransemyndighetene uttalte i 2012 at de anser 	kunder 	
som delvis innelås	te. 	 	
I Finland har også konkurransemyndighetene iverksatt undersøkelser av 	fjernvarmepriser. En slik 	
undersøkelse i 2012 konkludert med at terskelen for «klar overprising» ikke var nådd	, men at 	
gjennomsnittsprisen til selskapene som ble undersøkt var høy t	att i betraktning profittnivået og 	
risikoen for selskapene 	(BEIS, 2019)	. Finske kon	kurransemyndigheter fremhever at det er begren-	
set konkurranse 	for fjernvarmeselskapene fordi store investeringer låser kundene til leverandø-	
ren.	 Prisingen av fjernvarme blir imidlertid til en viss grad påvirket av konkurranse med andre 	
kilder 	når kunder 	tar valg om hvilken varmekilde å benytte.	 	
I Sverige ble 	fjernvarmemarkedet deregulert i 	1996. 	En oppfatning om at det førte til store 	pris-	
økninger, spesielt i noen byer, gjorde at	 det ble vedtatt en fjernvarmelov i 2008 som 	skulle styrke 	
forbrukernes stilling. 	Loven krever at all informasjon om priser må være lett tilgjengelig 	for all-	
menheten, og at det må foreligge en forklaring på hvor	dan prisen settes. 	Det ble også nedsatt en 	
fjernvarmenemnd som 	kunder kan klage til	. Nemnden kan ikke fatte bindende vedtak om pris, 	
dens funksjon er å fungere som megler mellom kunde og fjernvarmeselskap ved uenighet om pris	 	
(Werne	r, 2017)	. 	
Empirisk undersøkelse	 av fjernvarmeselskaper	 i Sverige 	fra 1997 til 2007 	konkluderer med at 	
fjernvarme er et eget marked, ikke utsatt for betydelig konkurranse fra andre varmekilder 
(Björnerstedt & Söderberg, 2011)	. 	
Erfaringer fra disse tre landene viser at 	det er mulig å ha velfungerende fjernvarmemarkeder uten 	
regulering av pris, men 	at det ofte gir 	et behov for 	ulike former for 	markedsovervåkning for å 	
hindre eller motvirke at fjernvarmeselskaper utnytter sin s	tilling ove	nfor kundene.	 	
5.4	 	Av	kastningsregulering	 	
Avkastningsregulering 	gir fjernvarmeselskapet stor grad av frihet til å utforme tariffstrukturen, 	
men det settes et tak på hvor	 stor	 avkastning 	selskapet kan realisere på den invester	te realkapi-	
talen. 	Modellen	 ble gradvis utviklet i USA basert på en rekke ret	tsavgjørelser som 	fastholdt at 	
infrastrukturselskaper 	hadde krav på «fair	» avkastning 	på 	kapitalen	 (Newbery, 1999)	, og ble 	etter 	
hvert 	en vanlig 	regulerings	praksis	 av naturlige monopoler 	i mange land 	frem til 1980	-tallet	, også 	
i Norge.	 	
Siden selskapet 	her 	gis en rett til 	«normal» avkastning på kapitalen, omtales 	modellen	 ofte som 	
kost	-plus	s, eller kostnadsdekning. De	t er de 	faktiske kostnadene, inkludert kapital	kost	nadene, 	
som bestemmer	 hvor store inntekter selskapet kan hente inn fra sine kunder.	 	
Modellen	s hovedstyrke er 	at 	den gi tryggh	et til investorer	 som skal foreta store, irreversible in-	
vestering i realkapital	. Slike investeringer 	er som nevnt	 sårbare for 	reforhandlinger over tid, og

Varme til riktig pris	 	
 	
Vista Analyse	 | 2022/37	 	47	 	
 
kan 	redusere 	de økonomiske inse	ntivene 	til å bygge opp 	nødvendig 	infrastruktur. 	Dersom regu-	
leringsmyndighetene 	gir 	var	me	selskape	ne	 et 	troverdig 	løfte	 om	 at de skal få 	å ta ut 	en rimelig 	
avkastning	, kommer også investeringsviljen.	 	
De	t er de	nne	 garantien 	som 	også skaper 	modellens hovedutfordring	, og som forklarer hvorfor 	
modellen er mindre i bruk i dag. 	Den gir svake insent	iver til kostnadseffektivitet og fare for over-	
investeringer, siden 	de 	økte kostnade	ne	 kan veltes over på 	kundene. Med tilstrekkelig høy beta-	
lingsvilje for slike kritiske 	leveranser som varme, vann	 og 	elektrisitet	, klarer selskapet å	 ta ut nor-	
malavkastningen selv om 	de overinvester	er og drive	r med for høye kostnader.	 	
Selv om avkastningsreguleringen 	ofte presiseres med at 	selskapet 	kun 	skal oppnå en rimelig av-	
kastning på 	effektiv realkapital	, omtalt som «used	-and	-useful», er det 	utford	rende	 for regulator 	
å avdekke hvilken del av realkapitalen som er «effektiv».	 Informasjonsproblemet utfordre	r regu-	
lator	en	 også her, med mindre 	regulator helt gir slipp på ambisjonen om å overprøve selskapets 	
vurderinger av 	nødvendige kostnader for å produs	ere og 	distribuere	 varme	. 	
5.4.1	 	Erfaringer fra andre land: Danmark	 	
Danmark har en 	streng avkastningsregulering av fjernvarme. 	En rapport bestilt av den danske 	
fjernvarmeforeningen finner at 	prisene i Danmark er 	6 og 19 prosent lavere enn i Sverige og Tysk-	
land, når det tas hensyn 	ulike avgiftsnivåer 	(EA Energy Analysis, 2015)	. Ulempen med en streng 	
avkastningsregulering er at det ikke gir incentiver for produsentene 	til å redusere kost	nadene. 	En 	
nødvendig forutsetning for lave priser er derfor	 krav om en grundig 	utredning i forkant av inves-	
teringer i fjernvarmekapasitet som skal dokumentere at 	fjernvarmen vil være billigere enn alter-	
native kilder	 (Odgaard & Djøru	p, 2020)	. 	
En utfordring med en streng kostnadsregulering, som 	gir lite rom for avkastning, er at det 	gir et 	
incentiv til å øke kostnader. I Danmark er det regulert at alle kostnader må 	være markedsbasert, 	
men det har likevel vært et problem at private fjernvarmeaktører har 	økt prisene ved å kjøpe 	
varer og tjenester til høye priser fra andre selskaper i sa	mme konsern.	 For at avkastningsregule-	
ring skal fungere er man derfor avhengig 	av detaljert reguleri	ng av hvilke kostnader som kan in-	
kluderes, tilgang på betydelig mengder data fra produsentene og 	effektive reguleringsmyndighe-	
ter 	(Od	gaard & Djørup, 2020)	. 	
I Danmark har man også 	ved	tatt endringer i lovgivning for å gi 	egne	 incentiver til fjernvarmesels-	
kaper å bytte til fornybare energikilder 	som er billigere 	enn de konkurrerende fossile kildene. Slike 	
incentiver er nødvendige på tross av at 	kostnadene er lavere, fordi 	med avkastningsre	guleringen	 	
så kommer ikke 	besparelsene selskapene til gode, kun 	kundene.	 	
5.5	 	Inntektsrammeregulering	 	
Inntekstrammeregulering kan se	es på som en 	videreutvikling av avkastningsregulering	, men der 	
regul	ator tar 	spesielle grep for sikre at normal	avkastning	en bare kan nås gjennom	 kostnads	effek-	
tiv drift. 	Fremfor	 å benytte de faktiske kostnadene	, tar denne reguleringspraksisen utgangspunkt 	
i hva kostnadene skal kunne være dersom det drives effektivt.	 Insentivene til k	ostnadseffektiv	 	
drift 	styrkes 	siden	 inntektene ikke følges faktiske kostn	ade	ne	, men en kostnadsnorm som selska-	
pet 	egne kostnads	tall 	ikke 	får være med å 	definere	. Lykkes selskapet med å redusere kostnadene 	
gir dette 	økt overskudd og avkastning.

Varme til riktig pris	 	
 	
Vista Analyse	 | 2022/37	 	48	 	
 
En slik regulering 	krever at	 regulator har tilstrekkelig informasjon	 om hvor store kostnadene vil 	
være ved effektiv drift. Hvis NVE 	med 	troverdighet 	skal binde seg til en in	ntektsramme for et 	
fjernvarmselskap	, må NVE være rimelig sikker på at rammen er tilstrekkelig	 høy	. Hvis ikke	, risike-	
rer 	vi at selskapet 	går med 	underskudd	. 	
Inntektsrammereguleringen er ofte 	begrunnet i	 at 	regulator 	kan øke presisjonsnivået i anslaget 	
på 	kostnadene ved effektiv drift	, enten gjennom	 å utvikle 	modeller	 for	 simulering 	av effektive 	
anlegg 	eller	 gjennom å 	utnytte regnskaps	- og produksjonstall fra andre	 sammenlignbare selska-	
per. 	I sistnevnte tilfelle vil kostnadene	 i andre	, sammenlignbare 	selska	pe	r legges til grunn for inn-	
tek	tsr	ammen	. På den måten blir i	nntektsrammen 	uavhengig av selskapets egne kostnader, men 	
regulators treffsikkerhet øker gjennom denne formen for benchmarking.	 	
En 	svakhet ved inntektsrammeregulering	 som har vært trukket frem er	 at 	selskapene 	også 	kan 	
redusere 	kostnadene 	ved å redusere volum eller 	fire på 	kvalitet	skravene	 (Fehr, Hagen, & Hope, 	
2002)	. Isolert sett vil 	inntektsrammeregulering 	gi selskapene	 insentiv	er til å øke energiprisen for 	
å dempe varmeetterspørselen, og justere den faste tari	ffen for å hente ut 	den maksimale	 inn-	
tektsrammen	. Vi tror imidlertid 	ikke 	denne effekten 	vil være sterk	 i praksis	. Selv om i	nntektsram-	
mene ikke påvirke	s av egen kostnadseffek	tivitetsutvikling, oppdateres 	den 	med hensyn til pro-	
duksjonsvolum. Dersom selskapet forsøker å spare kostnader ved å øke 	energi	prisen	, vil inntekts-	
rammen 	over tid 	skalajusteres	. 	
Inntektsrammeregulering	, basert på 	benchmarking	, ble i 201	5 foreslått av en interdepartemental 	
arbeidsgruppe i Danmar	k. 	En viktig avgrensing 	var	 imidlertid at 	denne 	kun 	ble foreslått 	anvend	t 	
på 	distribusjons	- og overføringsdelen av fjernvarmeselskapene	. Begrunnelsen for å ikke inkludere 	
varmeproduksjonen 	var	 at 	fjernvarmeselskaper 	ofte	 er 	låst inn 	med	 de lokale varmekildene	, og 	
at de dermed ikke står 	fritt	 til å 	«k	opiere»	 andre selskaper 	med lavere kostnader	. Det er stor 	
variasjon i	 varme	kilde	r, som	 av arbeidsgruppen	 ble vurdert som	 bestemt	 av mer spesifikk	e lokale 	
betingelser 	– utenfor selskapenes direkte kontroll.	 	
I tillegg 	til 	store variasjoner i brensel	skilder og liten fleksibilitet i valget	, kommer 	en betydelig del 	
av varmeproduksjonen 	i Danmark 	fra kraftvarmeanlegg	. Kraft	produksjonen 	skjer i et konkurran-	
seutsatt marked	, og det det blir krevende å 	fordele kostnader mellom 	spill	varme	- og elektrisitets-	
produksjon	 i slike integrerte anlegg.	 	
Som det 	kommer frem	 av 	Figur 	17	 nedenfor	 har vi i 	Norge mange svært små anlegg, 	i tillegg til de 	
færre store 	anleggene 	rundt de større byene.	 Mulighetene for å få til gode benchmarkingsmo-	
deller	, med et tilstrekkelig robust 	sammenligningsgrunnlag,	 mener	 vi derf	or er begrenset. Det er 	
store variasjoner i 	innlåste 	produksjonsløsninger	, og en utskilling av distribusjonsdelen vil være 	
administrativ svært krevende	. I tillegg vil 	vi da blir stående igjen	 med 	en annen 	regulering	 av 	pro-	
duksjonsdelen	, som 	har stått for 	en 	betydelig av 	andel av samle	de	 investeringer i fjernvarmean-	
legg	.

Varme til riktig pris	 	
 	
Vista Analyse	 | 2022/37	 	49	 	
 
Figur 	17	 	Fjernvarmekonsensjoner, søkt produksjon (GWh)	. 	
 	
Kilde:	 	NVE	 	
5.6	 	Maksimalpris	 	
Maksimalpris, også omtalt som p	ristak	, er 	en målrettet 	regulering mot det 	som	 er det 	potensielle 	
hoved	problemet 	med	 naturlig monopoler	. Med	 pristak avskjære	s monopolistens 	mulighet til	 å 	
sette for høye priser	, men s	om et hvert forsøk på å gripe inn i prisbeslutningene til en bedrift, 	
skaper	 også 	denne 	informasjon	sutfordringer	 for regulator	. Hvor høyt skal 	det være under 	pris	ta-	
ket	? 	
Hvis vi ser bort fra 	marginalkostnadsprising 	i kombinasjon med skattefinansiert inndekning av 	
fast	e infrastrukturkostnader, 	er det få frihetsgrader igjen hvis 	vi antar at inntekten 	bestemmes av 	
en såkalt uniform pris 	(pris per k	Wh) og den tilhørende varmeetterspørselen.	 	
I praksis er frihetsgradene 	flere	, både fordi	 det benyttes flerdelte tariffer (fast, 	energi, effekt)	 og	 	
fordi	 kundene kan deles inn i ulike 	grupper etter observerbare kjennetegn (som f.eks. næring, 	
bolig og	 industri)	. D	a er spørsmålet hvilke av disse priskomponentene 	og hvilke kundegrupper 	
som skal 	gi det største bidraget til inndekning av faste kostnader.	 Hvorda	n prisene fordeles på de 	
ulike gruppene og 	komponentene har både effektivitets	- og fordelingseffekter.	 	
5.6.1	 	Teoretisk b	akgrunn	 	
Samfunnsøkonomisk forskning har gir mye innsikt i hvordan slike pristak optimal	t bør utformes 	
for å dekke inn faste kostnader med minst mulig effektivitetstap, forskning med nært metodisk 
slektskap til optimal beskatning.	 	
0
200
400
600
800
1000
1200
1400
1600
1800
2000	
1	4	710	13	16	19	22	25	28	31	34	37	40	43	46	49	52	55	58	61	64	67	70	73	76	79	82	85	88	91	94	97

Varme til riktig pris	 	
 	
Vista Analyse	 | 2022/37	 	50	 	
 
Den optimale pris	menyen	, som dekker inn 	selskapets 	samlede kostnader	 med lavest mulig effek-	
tivitetstap	, omtales so	m 	«Ramsey	-Boiteux	»-prising.	9 Selv	 om 	pristak	regulering har	 «Ramsey	-	
Boiteux»	-regel	en som	 ledestjerne	, er 	det er enklere sagt enn gjort 	å følge. 	Regulator	 kan	 fremde-	
les ikke	 observere 	de 	effektive kostnade	ne	, og 	priselastistitene på etterspørselssiden	, som 	er vik-	
tig for 	de 	optimale	 prisene	, er heller ikke enkelt å avdekke. 	 	
Privatiseringen av 	statlige monopoler på 1980	-tallet 	skapte behov 	formalisering av 	regulerings-	
modellene	, og 	pristak	 ble lansert	 som en foretrukken modell	. Siden pristaket ikke skal forankres i 	
utviklingen av 	realiserte kostnade	r, må det i praksis fastsettes en 	mer	 eksogen (for selskapet) 	
regel for hvordan pristaket skal justeres over tid 	– en prisbane. 	En god pristak	sbane treffe	r po-	
tensialet for produktivit	etsøkning og kostnadsreduksjoner	 over tid	. Littlechild (1983) 	anbefalte	 	
«KPI 	– X» for	 reguler	ing	 av 	prisene 	i forbindelse med 	den kommende 	privatiseringen av British 	
Telecom.	 Ved etablering av pristak	et, skulle 	selskapet	 ta utgangspunkt i 	det ek	sisterende 	prisni-	
vå	et, med en 	årlig 	justering 	i tråd med en relevant prisindeks (KPI)	 fratrukket et 	prosent	kutt 	(X).	 	
X-faktoren 	ble foreslått som	 en pragmatisk mekanisme for	 å sikre 	at 	konsumentene	 fikk 	ta del i 	
gevinsten	 av kostnadseffektiviseringer.	 	
Slike pristak kan tilpasses regulerte monopoler som opererer med flerdelte tariffer. Pristaket 	blir	 	
da en pristakskurv, der den regulerte bedriften må sørge for at et vektet gjennomsnitt av prisene 
utvikler seg i tråd med KPI	-X. Hvis bedriften velger å øke en av prisene, f.eks. prisen per 	KW	h, må 	
de andre prisen	e (effekt, fastledd, osv.) justeres tilstrekkelig ned.	 	
Slik ble fordelene med pristaksregulering beskrevet av Littlechild selv (sammen med Beesley) i 
1989:	 	
“Because the	 company has the right to keep whatever profits it can earn during the specified pe-	
riod (and must also absorb any losses), this preserves the incentive to productive efficiency asso-
ciated with unconstrained profit maximization. Part of this expected increa	sed efficiency can be 	
passed on to customers, via the level of X. Prices are therefore lower than they would be under 
rate	-of-return control, without producers being worse off. Second, RPI 	– X allows the company 	
greater flexibility to adjust the structure 	of prices within the basket, and in principle there is no 	
constraint on prices outside the basket. This is of particular importance where, as with British Tel-
ecom, initial prices were thought to be considerably out of line with relative costs, yet "optimal	" 	
prices could not be immediately determined and achieved because of inadequate knowledge of 
costs and demands, as well as political constraints on speed of adjustment. Third, RPI 	- X is simpler 	
to operate by the regulator and the company. It is more trans	parent and better focused on the 	
parameter(s) of greatest concern to customers, hence providing them with greater reassurance.”	 	
(Beesley & Littlechild, 1989)	 	
I BT	-tilfelle	t ble 	X satt til 3 	prosent	, men det 	skapte	 raskt problemer. 	Prisbanen viste seg å ligge 	
for høyt	, og profitt	muligheten	 ble 	for gode	. Justeringer i etterkant 	er unngåelig dersom inntje-	
ningen blir for god elle	r for dårlig	. Det ivaretas ved å fastsette prisbaner for en tidsavgrenset pe-	
riode	, f.eks. 5	 år. Ved slutten av perioden gjennomføres det en 	ny vurdering basert på faktisk 	
kostnadsutvikling og lønnsomhet.	 Selv om pristak ikke er kost	-pluss, er det i p	raksis vanskelig å 	
 	
9 Marcel Boiteux 	utledet disse p	rinsippene i	 en artikkel som ble publisert i 	1956	 på fransk, og senere i engelsk overset-	
telse i 1971	. Prinsippene 	lå tett opp til 	prinsippene	 for optimal beskatning, slik Ramsey 	utledet disse i en artikkel 	
fra 19	27, og av den grunn bære	r regel 	navnet til de begge	.

Varme til riktig pris	 	
 	
Vista Analyse	 | 2022/37	 	51	 	
 
unngå 	delvis kostnadsovervelting. Jo kortere reguleringsperioder, desto nærmer	e er vi avkast-	
ningsregulering. 	 	
Det finnes 	altså 	ikke 	enkle løsninger	 uten potensielle negative effekter	. Informasjonsproblemet 	
kommer ofte tilbake, om enn i en ny 	form, når man end	rer	 reguleringspraksis. Informasjonspro-	
blemet 	lar seg imidlertid påvirke	. Regulator 	kan for eksempel 	utnytte informasjon fra hele bran-	
sjen (slik inntektsramme	reguleringen av nettselskapene gjør), bedre kvaliteten og 	oppfølgningen 	
av rapporterte kostnader og 	hente inn informasjon om kostnadene alternativene 	varmeteknolo-	
gier.	 	
En t	eoretisk modellering 	som sammenligner utfallene i et fjernvarmemarked med henholdsvis en 	
pristakregulering og avkastningsregulering	 har 	vis	t at et pristak 	bidrar til	 optimal 	tilpasning	 i ener-	
gimiksen hos produsentene, mens 	en avkastningsregulering 	ikke gjør det grunnet manglende in-	
centiver hos produsentene	 (Oh & Kim, 2022)	. 	
5.6.2	 	Pristaket	 	
Pristak	et kan forankres 	på to ulike måter:	 	
1. Fjernvarmekostnaden	 	
2. Alternativkostnad	 – dvs. kostnader	 ved alternative varmeløsninger	 	
Ved å	 forankre 	pristaket i 	varmekostnaden	 er ambisjonen 	prinsipielt	 de	n samme som 	inntekts-	
rammeregulering og avkastningsregulering. 	Prisen skal speile kostnadene	 i den 	produksjonen 	
som reguleres. 	Dette er 	et høyt ambisjonsnivå som er krevende å 	iverksette	 i praksis. 	Som påpekt 	
ovenfor om inntektsrammregulering er det store variasjoner m	ellom selskapene	, både i skala	 og 	
varmekilder	. Dersom prisen	 knyttes til anslag på marginal	- eller gjennomsnittskostnadene	, sniker	 	
kost	-pluss 	seg 	inn 	bakdøren.	 	
Et alternativ er å 	sette et pristak som kan begrunnes i kostnadene ved alternativet til fjernvar	me-	
produksjon. 	Alternativet for fjernvarmekunder er 	ikke	 å «slå av varmen», men å bytte over til 	
andre varmeteknologier	. Kostnadene ved 	de	t rimeligste (	evt.	 komfor	t- og kvalitets	justert)	 til 	
fjernvarme	 representerer alternativkostnaden	 – som er den samfunnsøkonomisk 	kostnads	ge-	
vinsten ved å 	produsere fjernvarme	. Ved å sette et pristak som ligger på nivå med 	det rimeligst 	
alternativet	, vil fjernvarmeselskapene bare klare å drive lønnsomt over tid dersom 	gjennomsnitt-	
lige 	fjernvarmekostnade	r er lavere enn alternative varmeløsninger.	 	
En sli	k regulering sc	orer godt på 	samfunnsøkonomisk 	effektivite	t på to	 måter. 	Den gir gode in-	
sentiver til	 kostnadseffektiv 	produksjon	 og distribusjon av fjernvarme	, og den	 stimulerer fjernvar-	
meløsninger når 	disse	 er rimeligere enn alternativene.	 	
En potensiell ule	mpe e	r igjen at overskudde	ne	 kan blir større 	(på kundenes bekostning) 	enn de	t 	
forsøk på 	direkte 	kostnads	dekning vi	lle ha gitt. 	I hvilken grad det skjer, avhenger av kostnadsut-	
viklingen på alternative løsni	nger og 	hvor stor	e byttekostnadene for kundene er. 	Et pristak er ikke 	
bindene	 ned	over 	for selskape	t. Fjernvarmeselskapet kan senke prisene under taket, og det vil skje 	
dersom 	kostnadene ved alternativene, inkludert kundenes byttekostnader blir lave	. Da 	må pri-	
sene senkes	 for å unngå	 kundeflukt.

Varme til riktig pris	 	
 	
Vista Analyse	 | 2022/37	 	52	 	
 
Hvis fjernvarmeanleggene er kostnadsmessig konkurransedyktige	, vil 	et pristak 	forankret i alter-	
nativkostnaden bli høy	t, og inntjeningen	 bedre. 	Det er ikke 	ineffektivt i samfunnsøkonomisk for-	
stand	, men kan gi 	fordel	ingseffekter 	som ansees å være uønsket	. 	
5.7	 	Oppsummering	 	
Gjennomgangen av 	de fire hovedmodellene for	 økonomisk 	regulering av fjernvarme	produksjon 	
og 	-distribusjon	 viser at d	et alle har sine styrker og svakheter. 	Tabellen nedenfor	 oppsummerer 	
disse	, basert på k	riteriene vi startet ut 	med.	 	
Tabell 	5.1 	Sammenligning av alternativer for 	økonomisk regulering av fjernvarmepro-	
duksjon	- og distribusjon	 	
Vurderingskriterier	 	Fri pris-
dannelse	 	
Avkastnings-
regulering	 	
Inntektsramme-	
regulering	 	
Pristak	 	
Effektive teknologi	-/varmevalg	 	+ 	-- 	+ 	++ 	
Effektive investeringer i ny kapasitet	 	++ 	-- 	- 	++ 	
Fordelingseffekter	 	-- 	++ 	+ 	- 	
Transparens og lav kompleksitet	 	++ 	- 	-- 	++ 	
Regulators 	informasjonsbehov	 	+++ 	- 	-- 	++ 	
Kilde:	 	Vista Analyse	 	
Vi 	konkludere	r med at pristak kommer best ut	. G	jennomgående vil den ha relativt gode effektivi-	
tetsegenskaper	 og lav kompleksitet	, men 	med en 	risiko	 for	 mindre gunstige 	fordelingseffekte	r 	
dersom 	kostnadene ved alternativene vurderes for høyt	. Transparens	 og kompleksitet 	ved pristak 	
avhenger av hvordan 	pristaket skal fastsettes	. Vår anbefa	lte 	utfor	ming av pristaket	, slik denne 	
beskrives	 i neste kapittel	, vil score bra både	 på 	kompleksitet og 	transp	arens.

Varme til riktig pris	 	
 	
Vista Analyse	 | 2022/37	 	53	 	
 	
6	 	Fremtidig regulering av fjernvar-
meprisen	 –	 et bedre pristak	 	
Basert 	på gjennomgangen av 	ulike alternative reguleringsforme	r i kapittel 	5, anbefaler vi at 	prisen 	
på fjernvarme reguleres med en maksimalprisregulering	 (pristak)	. Vi mener det 	mest aktuelle 	
grunnlaget for en slik maksimalpris er	 den alternative oppvarmingskostnaden	. Det er også grunn-	
laget for dagens maksimalpris	. Den konkrete implementeringen av pristaket i dagens regulering 	
har flere svakheter, både av praktisk og prinsipiell karakter.	 	
Vi mener det	 bør være den samfunnsøkonomiske kostnaden ved den alternative 	oppv	armings-	
kostnaden som legges til grunn. Videre så mener vi det	 er 	et behov for å oppdatere	 hvilken alter-	
nativ oppvarmingskilde	 skal 	danne grunnlaget for	 maksimalprisen	. Som beskrevet i kapittel 	4, er 	
det 	flere alternativer til direkte oppvarming, som stort sett er	 billigere enn elektrisk oppvarming. 	
At alternativene har blitt billigere, bør reflekteres i fjernvarmeprisen. Vi mener ogs	å det bør 	gjøre	s 	
flere 	andre 	endringer 	i innretningen	 for å gi en enklere regulering og bedre incentiver	. Det gjelder 	
blant annet å ha en 	maksimalpris som er enklere å beregne, 	og som settes 	og offentliggjøres 	av 	
NVE	. 	
6.1	 	Riktig nivå på et	 pristak	 	
Som beskrevet i kapittel 	5.6	, så er 	et pristak en type regulering man tyr til for	di reguleringsmyn-	
dighetene ikke har tilstrekkelig med informasjon til å 	sette en optimal pris eller en inntektsramme 	
for hvert enkelt selskap. Fordelen med denne typen regulering er at incentivene 	til selskapene til 	
effektiv drift ivaretas	, samtidig som 	ku	ndene beskyttes mot urimelig høye priser	. Fordi et pristak 	
ikke 	sikter etter å oppnå	 en «perfekt» pris	, så kan mange ulike prisnivåer 	være forenlig med pris-	
takets heldige incentiveffekter og relativt gode fordelingsegenskaper.	 	
Det 	er hovedsakelig to hensyn	 som er sentrale: at pristaket ikke settes så lavt at 	nyinvesteringer 	
eller eventuelt også videre drift for fjernvarmeselskaper blir ulønnsomt, og at det ikke settes så 
høyt at 	fjernvarmekundene som av ulike grunner er låst inne 	får en økonomisk ulempe.	 	
Figur 	18	 er et forsøk på å	 gi en stilisert	 illust	rasjon av	 de ulike utfallene	, som hjelp for å vurdere 	
konsekvensene av et pristak satt for høyt eller for lavt	. Lønnsom	het for fjernvarmekunden er vist 	
langs den vertikale aksen. Fjernvarme er lønnsomt for kunden i øvre halvdel av figuren, og ulønn-
somt i nedre halvdel. Lønnsomhet for kunden er målt i forhold til de samlede kostnadene ved 
beste alternativ. 	Langs den 	horisontale aksen vises lønnsomhet for fjernvarmeselskapet	, med po-	
sisjoner lengr	e til høyre sammenfallende med høyere lønnsomhet. Til venstre for 	origo	, der de to 	
aksene krysser	, er det ulønnsomt for fjernvarmeselskapet	 når alle kostnader medregnes. Det er	 	
imidlertid store faste kostnader i 	fjernvarme. Derfor vises også en 	sort 	stiplet linje. Til høyre for 	
den 	er prisen høy nok til å dekke alle variable kostnader, men ikke de faste kostnadene, mens til 	
venstre for den stiplede linjen 	dekkes hverken de faste	 eller de variable kostnadene.	 	
Det er for enkelhets skyld forutsatt at alle eksterne virkninger er priset korrekt	 for kunde eller 	
selskap	. Dermed blir samfunnsøkonomisk lønnsomhet lik lønnsomhet for kunden pluss

Varme til riktig pris	 	
 	
Vista Analyse	 | 2022/37	 	54	 	
 
lønnsomhet for selskapet	. Fjernvarme er da s	amfunnsøkonomisk lønnsomt i alle de ulike grønne 	
områdene, og ulønnsomt i alle de ulike røde områdene.	10 	
Figur 	18	 	Skjematisk fremstilling av hensyn	 og utfall	 ved ulike prisnivåer	 	
 	
Kilde:	 	Vista Analyse	 	
Regulatoren som setter prist	aket kan ikke fritt velge posisjon i figuren. Å øke 	eller redusere pris-	
taket 	er en overføring mellom kunde og fjernvarmeselskapet	, og er dermed en bevegelse diago-	
nalt 	illustrert med	 den 	heltrukne 	blå pilen i figuren	, gitt at fjernvarme er 	samfunnsøkonomisk 	
lønnsomt.	11 Det kan også være at fjernvarme er samfunnsøkonomisk ulønnsomt, da er en endring 	
i pristaket en bevegelse langs den stiplede blå pilen	.12 Det avgjørende poenget er at	 regulator ikke 	
vet sikkert hvor l	angs den blå pilen man er	 fordi 	kostnadene for fjernvarmeselskapet og alterna-	
tivkostnaden for kundene ikke er nøyaktig kjent. Regulator vet 	heller ikke	 sikkert om fjernvarme 	
(fortsatt) er den 	mest lønnsomme varmekilden for den enkelte kunde, dvs.	 man er på den hel-	
trukne eller stipl	ede blå pilen. Hadde regulator hatt tilstrekkelig med kunnskap om 	kostnadsbildet 	
til alle fjernvarmeselskaper, så hadde man 	valgt en annen type regulering. 	Formålet er da, gitt 	
den kunnskapen man har, å velge e	t pristak som har 	høy sannsynlighet	 for å være	 et fordelaktig 	
sted i figuren	. 	
 	
10 Dersom det finnes eksterne virkninger som er priset for lavt, eller prisen på alternativet for kunden inneholder ele-
menter som 	ikke reflekterer samfunnsøkonomiske kostnader (for eksempel fiskale avgifter eller nettleie til ineffek-	
tive nettselskaper), så skal det diagonale skille som markerer overgangen til samfunnsøkonomisk lønnsomhet skif-
tes hhv. nedover eller oppover.	 	
11 I behand	lingen av konsesjon for fjernvarme skal det dokumenteres 	samfunnsøkonomisk lønnsomhet.	 	
12 Fjernvarme kan 	være ulønnsomt f	ordi vurderingen i konsesjonsbehandlingen var feil, fordi kostnadsbildet har endret 	
seg siden 	konsesjon ble gitt	 slik at 	alternative opp	varmingskilder er å foretrekke, eller det kan være lønnsomt ge-	
nerelt, men ulønnsomt for den spesifikke kunden fordi den har tilgang på en billigere varmekilde.

Varme til riktig pris	 	
 	
Vista Analyse	 | 2022/37	 	55	 	
 
Område nummer 1 i figuren er der man helst vil være. Da er 	pristaket satt slik at 	det er lønnsomt 	
både for	 kunder og fjernvarmeselskapet.	 I o	mråde 	nr. 2 er prisen for høy til at det er lønnsomt 	
for kunden	. Gitt at det er innlåsingseffekter som gjør at kunden har begrensede muligheter til å 	
bytte varmekilde, så er dette hovedsakelig et fordelingsproblem. Dersom det 	finnes noen kunder 	
som har mulighet til å enkelt bytte varmekilde, og fjernvarmeselskapet ikk	e kan identifisere disse 	
og/eller ikke 	kan differensiere pris, så kan det føre til et samfunnsøkonomisk tap ved at disse 	
kundene bytter til en mindre effektiv varmekilde. 	I område nr. 3 så er fjernvarme lønnsomt for 	
kunden, og fjernvarmeselskapet får dekke	t sine variable kostnader. 	Det er imidlertid ikke lønn-	
somt å investere i ny kapasitet, og det kan være problematisk å få til reinv	esteringer når det er 	
nødvendig. 	Område nr. 4 er enda mer problematisk	; her får ikke fjernvarmeselskapet dekket 	de 	
variable ko	stnadene, på tross av at fjernvarmeproduksjonen er 	lønnsom.	 	
Dersom man er i en situasjon der fjernvarme er samfunnsøkonomisk ulønnsomt	 (det vil si i feltene 	
5 til 9 i figuren), 	som kan være situasjonen for enkelte selskaper med dyr drift	 så er 	vurderingene	 	
annerledes. Felt nummer 5 er ikke ønskelig å være i, da det i dette området er lønnsomt for fjern-
varmeselskapet å investere i ny kapasitet som ikke er lønnsom for samfunnet eller kunden. 	Utover 	
det	 er det	 avgjørende 	spørsmålet 	hvilken side av den gule sti	plede linjen man er. Over den linjen, 	
så er det 	samfunnsøkonomisk lønnsomt med fortsatt drift	, men ikke samfunnsøkonomisk 	lønn-	
somt med investeringer	, mens under	 den gule linjen	 er hverken 	videre drift eller nye investeringer 	
samfunnsøkonomisk lønnsomt. 	Felt 8 er det beste feltet å være i	 dersom videre drift er lønnsomt. 	
Da får både kunden og 	selskapet en gevinst fra at driften er lønnsom, uten at det er incentiver til 	
ulønnsomme investering	er. 	I den situasjonen er 	også 	felt nr. 6 bedre enn felt nr. 9	, da lønnsomhet 	
for 	selskapet sikrer videre drift	 i felt 6, mens felt 9 fører til avvikling.	 	
Vi anser det som mindre sannsynlig at	 den sa	mfunnsøkonomiske lønnsomheten	 ved noen fjern-	
varmeanlegg	 er så lav at	 ikke engang driftskostnadene kan dekkes uten at det innebærer et tap 	
for samfunnet	 (under den gule linjen	, felt 	6, 7 og 9)	. I det tilfellet er styrt avvikling det beste 	
alternativet i prinsippet	. 	
Et pristak basert på den samfunnsøkonomiske kostnaden ved alternative oppvarmingskilder 	har 	
flere positive egenskaper. 	Det gjør at man med stor sannsynlighet sikrer at fjernvarme er lønn-	
somt for kunden, det vil si i den øvre halvdelen av figuren. 	Ved at al	ternative varmekilder har blitt 	
billigere, så kan det hende at	 enkelte	 fjernvarmeselskaper som tidligere var det mest lønnsomme 	
alternativet, ikke lenger er det. 	Dette pristaket bidrar da 	til at man unngår en situasjon der 	disse 	
fjernvarmeselskaper har in	centiver til å gjennomføre nyinvesteringer som er samfunnsøkonomisk 	
ulønnsomme	 (område 5)	. Med et pristak som er høyt nok til å dekke driftskostnader	, inkludert 	
vedlikehold, så vil man likevel sørge for at 	lønnsom drift opprettholdes. 	Samfunnsøkonomisk 	
løn	nsomme 	fjernvarmeselskaper vil 	fortsatt ha incentiver til å gjennomføre nyinvesteringer.	 	
6.2	 	Endring i 	den 	alternative	 varme	kilden 	som	 utgjør	 pristaket	 	
Maksimalprisen for fjernvarme har siden 1986 vært forankret i prisen på elektrisk oppvarming. 
Begrunnelsen 	har 	vært	 å skjerme kundene mot en merkostnad knyttet til 	valg 	av eller 	krav om	 	
fjernvarmeløsning.	 I tillegg til å beskytte kundene m	ot en merkostnad ved 	å bli låst til 	fjernvarme	, 	
representerer	 kostnadene ved elektrisk oppvarming 	en 	alternativkostnad.	 Kostnadene ved elek-	
trisk oppvarming er enklere å måle og er dessuten relativt lett observerbart for alle aktører på 
etterspørselssiden, produsentene og regulator	. Den 	teknologiske	 og markedsmessige	 utviklingen

Varme til riktig pris	 	
 	
Vista Analyse	 | 2022/37	 	56	 	
 
knyttet til andre	 varmeløsninger gjør imidlertid at vi mener 	oppvarming 	basert utelukkende på	 	
elektrisitet ikke 	nødvendigvis	 er det mest aktuelle alternativet.	 	
Alternativer til elektrisk oppvarming er flere (se kapittel 	4). Særlig ulike varmepumpeløsninger 	
fremstår som stadig mer relevante. 	NVE anslo at det i 	2015	 var cirka 750	 000 varmepumper i drift	 	
(NVE, 2016)	, og at om la	g 27 prosent av husholdningene hadde varmepumpe	. Det ble 	videre	 an-	
slått av NVE at varmepumper leverte rundt 15 TWh med varme	 og trakk rundt 6,5 TWh elektrisitet. 	
Det betyr at varmepumper i 2016 leverte mer varme enn fjernvarme. 	Siden da har tallet	 på 	antall 	
varmepumper	 økt 	ytterligere, statistikk fra Norsk Varmepumpeforening 	tilsier	 at det 	fra 2016 til 	
andre kvartal 2022	 ble	 solgt 	over 60	0 000 varmepumper 	(Norsk varmepumpeforening, 2022)	. Det 	
tilsier at 	varmepumper nærmer s	eg et punkt der det er den 	vanligste varmekilden for norske 	
husholdninger. 	 	
De aller fleste varmepumper 	i drift	 er luft	-til-luft varmepumper. 	Det er en teknologi som først og 	
fremst er 	aktuelt for mindre bygg, særlig husholdninger i eneboliger. Husholdning	er i eneboliger 	
utgjør en svært liten del av fjernvarmemarkedet. 	For næringsbygg og boligbygg i blokk	bebyggelse	, 	
som utgjør mesteparten av markedet for 	fjernvarme, er det særlig væske	-til-vann	 og	 luft	-til-vann 	
varmepumper 	som er a	ktuelle	 varmeteknologier. 	Også disse typene varmepumper har opplevd 	
en 	betydelig	 vekst. 	I 2015 utgjorde 	væske	-til-vann varmepumper over 1 GW installert effekt av 	
en samlet installert effekt	 for varmepumper på 5,4 GW.	 At 	luft	-til-vann varmepumper og væske	-	
til-vann 	varmepumper	 er blant de mest aktuelle	 alternativene til fjernvarme forsterkes ved at 	
TEK17 i praksis krever vannbåren varme i nybygg	 som er større enn 1000 kvm	. 	
Prinsippet bak en v	armepumpe	 er å	 bruk	e elektrisk energi for 	å hente ut en større mengde var-	
mee	nergi 	fra en 	kilde med lav temperatur. Varme	energi hentes typisk ut fra omgivelsene, det seg 	
være 	luft ute, sjøvann	, elvevann, 	grunnvann	, jordvarme eller bergvarme.	 Forholdet mellom 	
mengden total varme 	man får ut av en varmepumpe, og mengden energi som til	føres i form av 	
elektrisitet, kalles effektfaktoren. Effektfaktoren vil variere 	mellom ulike typer varmepumper	. 	
Omgivelses	varmen 	er det ingen 	kostnad ved, utover 	investeringskostnadene og 	vedlikeholdskost-	
naden ved selve varmepumpen	. Den marginale varmekost	naden ved bruk av varmepumpe er 	
derfor kraftprisen	, delt på 	den til enhver tid gjeldende 	effektfaktoren.	 I tillegg kommer investe-	
ringskostnaden	e, som kan være betydelig.	 	
Et annet relevant alternativ til fjernvarme er oppvarming med b	ioenergi. Ved er en av 	de mest 	
brukte oppvarmingskildene i norske husholdninger, men 	for bygg der fjernvarme er aktuelt, det 	
vil si	 vannbåren varme	 og som typisk er av en viss størrelse	, er det 	andre former for bioenergi 	
som er aktuelt. Det kan være p	ellets, 	flis	, briketter	 eller bioolje. 	Ulike typer 	bioenergi har ulik 	
kostnad og ulik virkningsgrad	. 	
På tross av at bioenergi kan 	være 	et aktuelt alternativ	, og i noen tilfeller være det billigste 	alter-	
nativet, 	mener vi at	 det blir unødig komplisert	 å inkludere 	flere ul	ike typer kilder, med ulike inn-	
satsfaktorer i alternativprisen som skal ligge til grunn for 	pristaket.	 Varmepumpe er også et mer 	
brukt alternativ for den type bygg som 	er mest aktuelle å ha fjer	nvarme.	 Vi anbefaler 	derfor å kun 	
basere	 pristaket på kostnade	ne ved 	varmepumpe	r. Siden 	innsatsfaktoren til va	rmepumper er 	
elektrisk kraft	, foreslår vi en beregning som tar utgangspunkt i kraftprisen. Detaljene er 	beskrevet 	
nærmere i 	de etterfølgende kapitlene	.

Varme til riktig pris	 	
 	
Vista Analyse	 | 2022/37	 	57	 	
 	
6.2.1	 	Hvordan definere 	prisen på 	oppvarming med 	varmepumpe	 	
Å basere 	et pristak for fjernvarm	e på alternativkostnaden 	på oppvarming med varmepumpe er 	
mer komplisert enn	 å baser	e det	 på direkte oppvarming med strøm	. 	
Den første grunnen	 til det	 er at 	mens	 det for direkte oppvarming med strøm er 	likhet mello	m 	
energibruk inn i form av elektrisitet	 og varmeenergi ut, så vil man med varmepumpe få mer energi 	
levert enn den	 energien man tilfører i form av elektrisitet	. Hvor mye mer avhenger av effektfak-	
toren. 	Effektfaktoren avhenger igjen av type varmepumpe,	 utete	mperatur	 (eller temperaturen 	
der omgivelsesvarmen hentes fra)	, hvilket temperaturnivå varmen leveres ved	 og 	om anlegget 	
drives riktig.	 Desto høyere varmeløft som er nødvendig	, desto lavere blir 	effektfaktoren, noe som 	
gjør at luft	-til-vann varmepumper kan 	ha vesentlig lavere effektfaktor om vinteren.	 Vann	/vann	 	
varmepumper, større varmepumper og nyere varmepumper har typisk høyere effektfaktorer 	enn 	
luftbaserte, mindre og eldre varmepumper. 	Effektfaktoren er også høyere desto høyere tempe-	
ratur det er på 	kilden til omgivelsesvarmen. Det gir lavere effektfaktor 	vinteren enn om somme-	
ren, og forskjellen er størst for varmepumper som 	bruker en varmekilde med stor sesongvariasjon 	
i temperatur	, slik	 som uteluft.	 	
Den andre grunnen er at investeringskostnaden utgjør en vesentlig større andel 	av kostnaden ved 	
oppvarming med varmepumpe enn med panelovner.	 Investeringskostnaden 	vil avhenge mye av 	
type varmepumpe, størrelsen på anlegget, og av lokale forho	ld for det enkelte bygg knyttet til 	
tilgang på egnede kilder til omgivelsesvarme.	 Hvor stor investeringskostnaden er per kWh varme 	
produsert avhenger igjen av 	hvilken 	levetid man forutsetter for 	anlegget, renten	 og antall 	bruks-	
timer	 per år	. 	
For at 	et pris	tak skal være praktisk gjennomførbart å håndheve for NVE, mulig å f	orholde seg til 	
for	 fjernvarme	selskapene og 	forståelig for kundene, må 	både effektfaktoren og investeringskost-	
naden	 for varmepumpe	 som skal inngå i 	pristaket være basert på gjennomsnittsbet	raktninger 	
som gjelder likt for alle bygg. Det er ikke mulig eller ønskelig å 	utarbeide et spesifikt pristak for 	
hver enkelt kunde, basert på hvilken type varmepumpe som ville vært aktuelt å benytte 	for dem.	 	
Vi mener pristaket	 basert	 på alternativet med bru	k av varme	pumpe	 bør defineres som	: 	
 	
�������=	(1
�)�������+	� 	
 
Der	 variablene er definert på følgende måte	: 	
�������−	���������	 ���	 ����������	,ø��	 ���	 �������	ℎ 	
�������−	���������������	 �å ���������	 ������	 	
�−	���������������	 �����������	 (���������	) ���	 �����	 ������������	 �����������	, 	
�−	�å����	 ���	 å ����������	 ������	 ���������������������	,ø��	 ���	 �������	ℎ 	
Pristaket i formelen over 	består av	: en referansepris	 på kraft	 (PE) som skal reflektere den sam-	
funnsøkonomiske verdien av 	unngått kraftforbruk, multiplisert med 	1 over 	en faktor (	E), som skal 	
ta hensyn til at den alternative 	oppvarmingskilden	 varmepumper gir mer varmeenergi enn

Varme til riktig pris	 	
 	
Vista Analyse	 | 2022/37	 	58	 	
 
mengden 	elektrisk energi brukt, 	pluss et påslag 	(a), som	 skal reflektere	 sparte investeringskost-	
nader, hovedsakelig	 den unngåtte investeringskostnaden	 for kundene ved bruk av fjernvarme 	
heller enn varme	pumpe.	 	
Referanseprisen på kraft er definert nærmere i kapittel 	6.3	. Mulige nivåer på effektfaktoren og 	
påslaget diskuteres	 under.	 	
NVE	 Rapport nr. 2 2015 om kostnader i 	energisektoren 	(NVE, 2015)	 opererer med 	et forholdstall 	
mellom 	spesifikt 	brenselforbruk (elektrisitet)	 og varmeenergi produsert (som 	tilsvarer inversen 	
av effektfaktoren), på 0,417	-0,37 for l	uft	-til-vann varmepumper, og på 	0,35 til 0,29 for 	ulike for-	
mer for væske	-til-vann varmepumper. 	 	
Ut ifra det	 tar vi utgangspunkt i en effektfaktor 	på 3 i våre beregninger. Vi anbefaler at NVE	, ut 	
ifra mer oppdaterte tall, 	definerer en relevant effektfaktor 	for varmepumper	 E, som skal inngå i 	
formelen for 	pristaket	, basert på ett snitt for de ulike aktuelle varmepumpetypene og enhver tid 	
beste tilgjengelig	. Effektfaktoren det tas utgangspunkt bør 	ta hensyn til variasjon gjennom året	, 	
det vil si det som gjerne kalles årsvarmefaktor eller 	«Seasonal Coefficient of Performance	» 	
(SCOP).	 	
Et alternativ til å bruke	 en standard	 SCOP kan være å bruke 	ulik	e effektfaktor	er for ulike årstider. 	
Det vil reflektere det faktum at varmepumper er mer e	ffektive 	om sommeren, når omgivelses-	
temperaturen er høy, enn om vinteren. Vi anbefaler imidlertid ikke det av to grunner. For det 
første vil det være unødvendig kompliserende. For det andre er forskjellen i effektfaktor mellom 
sommer og vinter relativt bes	kjeden for mange væske	-til-vann varmepumper som 	får omgivel-	
sesvarme fra 	kilder med lite temperaturvariasjon (som grunnvarme	). 	
Referanseprisen på 	kraft er drøftet i det neste underkapittelet (	6.3	). Påslaget 	a som skal ta høyde 	
for de samlede sparte investeringskostnadene er drøftet i 	6.4	. 	
6.3	 	Referanseprisen på kraft	 	
I dag er prisen på elektrisk kraft 	som 	NVE benytter i fastsetting av pristaket, de	t månedlige	 snittet 	
av spotpriser, 	pluss nettleien til det lokale nettselskapet, pl	uss alle avgifter og støtteordninger. 	Vi 	
foreslår flere endringer i dette. Begrunnelsen for disse endringene er 	todelt. For det første mener 	
vi det er den samfunnsøkonomiske alternativkostnaden som er relevant. Det tilsier at kostnader 
for 	sluttbruker av k	raft som ikke er basert på samfunnsøkonomiske kostnader	, men kun er en 	
overføring fra én aktør til en annen, ikke skal inngå. 	 	
For det andre er dagens 	referansepris unødvendig komplisert	 å be	regne, og 	gir unødvendig vola-	
tilitet	 for fjernvarmeselskaper og k	under	. 	
6.3.1	 	Redusert volatilite	t – fra spotpris til gjennomsnittspris over tid	 	
Prisen på elektrisk kraft er volatil. 	Dagens beregning av maksimalpris påføre kundene en 	risiko-	
kostnad	. Volatiliteten i kraftmarkedet slår rett inn i varmekundenes kostnader. 	Figur 	19	 viser 	
hvordan kraftprisen og nettleien har variert per kvartal fra 	første kvartal 2013	 til 	og med andre 	
kvartal 2022. 	Den viser en svært stor prisøkning i de	t siste	, men også tidligere perioder med høye

Varme til riktig pris	 	
 	
Vista Analyse	 | 2022/	37	 	59	 	
 
og lave priser. 	Dette er nasjonale tall	. T	all for enkelte prisområder og med høyere tidsoppløsning, 	
vil vise enda større svingninger.	 	
Volatiliteten i kraftprisen skaper en uforutsigbarhet som ikke reflekterer 	kostnadene ved å pro-	
dusere og distribuere fjernvarme, og som derfor ikke er nødvendig at inngår i fjernvarmeprisen. 
Den tidligere omtalte innlåsingseffekten for fjernvarmekunder tilsier at disse kundene på kort sikt 
ikke lett kan endre varmeløsninger i tak	t med alternativkostnadene (kraftprisen).	 	
Selv om forankringen i kraftprisen opprettholdes	 ved at en referansepris på kraft inngår i 	forme-	
len for pristaket,	 bør det etableres en mekanisme som demper 	volatiliteten og 	pris	risikoen	 for 	
kundene	. Fastpriser 	er 	en løsning som 	kan dempe for mer kortsiktige svingninger, men et pristak 	
bør uansett innrettes på en måte som unngår unødvendig volatilitet	. Fjernvarmekundene 	bør	 	
eksponeres 	for de mer langsiktige prisbevegelsene	 i kraftmarkedet	, som 	for eksempel hvis vi g	år 	
inn i en periode med varig høyere eller lavere priser	, da kraft er en sentral innsatsfaktor i de mest 	
aktuelle oppvarmingsalternativene	. Kor	tsikte bevegelse	r som reflekterer midlertidige markedssi-	
tuasjoner i kraftmarkedet bør imidlertid fjernvarmekunder	 langt på vei skjermes for	. 	
Figur 	19	 	Kvartalsvis utvikling i 	kraftpris og nettleie	 	
 	
Kilde:	 	SSB tabell	 09387 og 08448, V	ista Analyse	 	
Figur 	20	 viser ulike måter p	rissving	ningene kan dempes på. Kraftprisen som inngår kan 	være ba-	
sert på et 5	-årig 	eller 10	-årig snitt av historiske priser. 	Et 10	-årig snitt gir	 naturlig nok en	 større 	
demping av prissvingningene	 enn et 	5-årig snitt. Dagens meget høye priser bidrar til å dra opp 	
beg	ge deler. Det 5	-årige snittet ser vi at også svingen en del 	før dagens periode med høye priser	. 	
Figuren viser også 	effekten dersom man tar et tiårig s	nitt per kvartal, det vil si at man for første 	
kvartal 2022, 	beregner snittprisen i første kvartal for de ti foregående årene.	 Det gir en klar se-	
songmessig variasjon i 	prisen.	 	
0
20
40
60
80
100
120
140	
2013K1	2013K3	2014K1	2014K3	2015K1	2015K3	2016K1	2016K3	2017K1	2017K3	2018K1	2018K3	2019K1	2019K3	2020K1	2020K3	2021K1	2021K3	2022K1	2022K3	
Øre per kWh	
Kraftpris ekskl.
mva (øre/kWh)
Nettleie, ekskl.
avgifter (øre/kWh)
10-årig snitt
kraftpris
5-årig snitt
kraftpris

Varme til riktig pris	 	
 	
Vista Analyse	 | 2022/37	 	60	 	
 
Figur 	20	 	Historiske snitt av kraftprisen 	(eks. mva, i øre 	per kWh)	 	
 	
Kilde:	 	SSB tabell 09387 og 08448, V	ista Analyse	 	
Et alternativ til å bruke historiske priser er å bruke 	fremtidspriser fra 	termin	markedet. 	Vi mener 	
det er mindre hensiktsmessig, da det både er 	mer komplisert å beregne en gjennomsnittlig frem-	
tidspris	, og 	bevegelsene i 	fremtidsprisene har en tendens til å være positivt korrelert med dagens 	
pris. Det vil si at når spotprisen øker eller 	synker	, så gir det 	tilsvarende (men svakere) utslag i 	
fremtidsprisene. Dermed gir 	fremtidspriser en dårligere prisdempende effekt enn bruk av histo-	
riske priser.	 	
Vi anbefaler bruk av et kvartalsvis 10	-årig snitt av kraftprisen	. Å bruke 10	-år med data gir en	 god 	
demping av kortsiktige 	prissvingninger. 	Elektrisk kraft har høyere verdi om vinteren enn om som-	
meren	, som	 man ser av den regelmessige 	sesongmessige variasjonen av 	kraftprisen når man tar 	
et kvartal	svis snitt. Vi mener det er ønskelig at referanseprise	n tar høyde for det.	 	
6.3.2	 	Inkludering av nettleien	 	
Gitt at fjernvarmeprisen 	skal ta utgangspunkt i kostnaden ved 	oppvarming med 	varmepumpe	, 	
bør	 nettleien	 for leveranse av den elektriske energien	 i utgangspunktet inngå	 som	 en del av denne 	
kostnaden.	 	
Å inkludere nettleien 	til det enkelte nettselskapet 	eksplisitt i beregningen	 av et pristak	 har likevel 	
uheldige sider.	 For å sikre samfunnsøkonomiske effektiv	e utbygging	er og reinvesteringer	, skal	 	
fjernvarme	anleggene	 bare fortrenge alternative	 løsninger 	de	rsom 	kostnadene 	ved	 bruk av 	
0
10
20
30
40
50
60	
2013K1	2013K3	2014K1	2014K3	2015K1	2015K3	2016K1	2016K3	2017K1	2017K3	2018K1	2018K3	2019K1	2019K3	2020K1	2020K3	2021K1	2021K3	2022K1	2022K3	
Øre per kWh	
5-årig snitt
årlig
10-årig snitt
årlig
10-årig snitt
kvartalsvis

Varme til riktig pris	 	
 	
Vista Analyse	 | 2022/37	 	61	 	
 
fjernvarme	 er lavere enn 	de 	samfunnsøkonomiske 	kostnader 	ved disse alternativene	. Nettleien, 	
inkludert ener	gileddet i 	denne, finansierer stor	e faste kostnader	, som i svært liten grad påvirkes 	
av endringer i fjernvarmeproduksjone	n. Den kommer på toppen av selve kraftprisen når fjernvar-	
meselskapenes maksimale priser fastsettes	 på grunn	lag av gjeldene regelverk	. 	
Figur 	21	 nedenfor viser 	nivået på energileddet i nettleien 	(øre/kWh) 	for samtlige nettselskaper, 	
etter hvordan de varierer 	med de variable kostnadene i nettet.	 Observasjonene i figurene er nett-	
selskaper, sortert etter 	fylkestilhørighet	.13 Vi ser at det er store variasjoner i nett	leien, og denne 	
vil i svært liten grad avspeile de variable kostnadene i nettet.	 	
Figur 	21	 	Energileddet i nettleien	 	
 	
Kilde:	 	NVE	 	
Det er ikke hensiktsmessig at den lokale prisen på fjernvarme varierer etter 	hva 	kostnadsnivået 	
til det lokale nettselskapet tilfeldigvis er	. 	
Et tilleggsargument 	mot å inkludere den lokale nettleien i 	referanseprisen, er at den inneholder 	
flere elementer, 	herunder trinnbaserte effektledd, som er svært komplisert å gjøre om til 	en pris 	
per kWh (se del 1 av denne utredningen	 i kapittel 	2). 	
Som alternativ til å inkludere nettleien i referanseprisen for kraft, foreslår vi å inkludere 	sparte 	
nettinvesteringer sammen med alle andre sparte investeringskostnader for samfunnet i påslaget 
a (omtalt i avsnitt 	6.4	). 	
 	
13 Oslo	 (1), Viken	 (18)	, Innlandet	 (13), Vestfold og 	Telemark (	9), Agder (1), Rogaland (6), 	Vestland (	21), Trøndelag (5), 	
Nordland (	13), Troms og Finnmark (	12).	 	
0,00
5,00
10,00
15,00
20,00
25,00
30,00
35,00	
0	20	40	60	80	100	120

Varme til riktig pris	 	
 	
Vista Analyse	 | 2022/37	 	62	 	
 	
6.3.3	 	Inkludering av fiskale avgifter	, strømstøtte	 og andre deler av sluttbrukers 	
kraftpris	 	
I dag inkluderer 	pristaket på fjernvarme alle elementer 	av 	strømprisen for sluttbruker, inkludert 	
elavgift og str	ømstøtte. 	Vår anbefaling er at pristaket skal være basert på den samfunnsøkono-	
miske kostnaden ved beste alternative oppvarmings	teknologi. Hverken el	-avgiften eller strøms-	
tøtten reflekterer samfunnsøkonomiske kostnader ved bruk av strøm. El	-avgiften er en r	en fiskal 	
avgift som skal gi inntekter til staten. Strømstøtten er en overføring til husholdninger og nærings-
liv for å sikre en akseptabel fordeling i en tid med ekstraordinært høye 	strømpriser. Det gir ikke 	
mening at fordi staten 	krever inn inntekter fra 	forbrukere av strøm, så skal det øke prisen fjern-	
varmeselskaper 	kan	 ta fra sine kunder. Like lite gir det mening at fjernvarmeselskaper skal tjene 	
mindre når 	staten velger å støtte 	strømkunder. At fjernvarmeprisen har blitt urimelig høy når 	
strømprisene i 	2022 har vært svært høye, 	bør heller tilsi at dagens pristak bør endres enn at 	
strømstøtten skal inngå i pristaket.	 	
Vi anbefaler 	på bakgrunn av dette 	at fiskale avgifter som el	-avgiften, og subsidier for 	sluttbrukere	 	
som dagen strømstøtte	, ikke inkluderes i referanseprisen på 	strøm.	 Dersom staten velger å av-	
giftsbelegge eller subsidiere 	fjernvarme, bør det skje direkte heller enn via at avgifter og subsidier 	
på strøm påvirker pristaket.	 	
6.4	 	Påslag for sparte investeringsk	ostnader	 	
De samlede sparte investeringskostnadene for kunder og samfunnet ved bruk av fjernvarme er 
vanskelig å anslå presist. Det viktigste er imidlertid å finne et nivå for disse kostnadene som er 	i 	
riktig størrelsesorden, for at pristaket ikke blir for 	høyt (slik at kundene kommer dårlig ut og det 	
er incentiver til å investere i samfunnsøkonomisk ulønnsom fjernvarmekapasitet) eller for lavt	 	
(slik at det ikke blir investert i lønnsom fjernvarmekapasitet).	 Måten vi anbefaler at investerings-	
kostnadene tas h	ensyn til i pristaket, er at det defineres av NVE en fast sum målt i øre per kWh, 	
som legges til i pristaket	, som et påslag 	a. 	
Den mest åpenbarte sparte investeringskostnaden når alternativet er varmepumper, er 	investe-	
ringskostnaden ved selve varmepumpen o	g eventuell varmebrønn. 	Vi mener et naturlig utgangs-	
punkt for å definere denne faste summen er investeringskostnadens del av beregnet LCOE for et 
snitt av relevante varmepumpeløsninger. 	Figur 	22	 viser et utdrag fra en gjennomgang av LCOE 	
for et utvalg varmeløsninger 	(NVE, 2017)	.

Varme til riktig pris	 	
 	
Vista Analyse	 | 2022/37	 	63	 	
 
Figur 	22	 	LCOE 	for et utvalg løsninger for varmeproduksjon, grunnlast	. 	
 	
Kilde:	 	NVE 	Revidert kostnadsrapport 2017, side 4.	 (NVE, 2017)	 	
Som det fremkommer av figuren, utgjør investeringskostnadene for varmepumpe i underkant av 
25 øre per kWh for de fleste varmepumpeløsninger. Vi mener på bakgrunn av det at et 	nivå på 	
de sparte investeringskostnadene fra varmepumpe på rundt 20 øre per kWh vil være rimelig.	 	
Drifts	- og vedlikeholdskostnader 	bør i prinsippet også inkluderes i påslaget, men basert på 	Figur 	
17	 fremstår de som av mindre betydning. 	 	
For 	en del	 enkeltkunder vil 	installering av varmepumpe innebære vesentlig høyere kostnader enn 	
det	 som er beskrevet her	, grunnet ufordelaktige lokale forhold knyttet for eksempel til lokasjon 	
eller 	trekk ved selve bygget. Det kan for eksempel 	være manglende plass til å etablere en energi-	
brønn etter at bygget er oppført. 	Det er ikke meningen at kostnadene for varmepumpe for	 den 	
enkelte kunde skal 	legges til grunn for pristaket på fjernvarme. Hensikten med 	et pristak er blant 	
annet å skjerme kunder som i større eller mindre grad er låst til fjernvarme som varmekilde	. For 	
å oppnå den hensikten må pristaket ta utgangspunkt i ko	stnad	sbilde for en kunde som 	ikke	 ennå 	
er låst til en varmeløsning og som har 	tilgang på gode alternativer.	 	
Vi anbefaler i kapittel 	6.3.2	 at nettleien ikke skal in	ngå i referanseprisen for kraft, ettersom den 	
faktiske nettleien til nettselskapene i for liten grad samsvarer med de samfunnsøkonomiske kost-
nadene ved distribusjon av kraft. Samtidig så bidrar bruk av fjernvarme utvilsomt til lavere

Varme til	 riktig pris	 	
 	
Vista Analyse	 | 2022/37	 	64	 	
 
investeringskostnader 	i kraftnettet. I tillegg kan det være positivt for samfunnsberedskapen at 	
det brukes et mangfold av ulike varmekilder, heller enn at alle er avhengige av kraftmarkedet. Vi 
foreslår at dette reflekteres i påslaget 	a. Hvor mange øre per kWh det bør utgjøre e	r ikke åpen-	
bart, men sannsynligvis i størrelsesordenen 10	-20 øre.	 	
Vi 	antar at et rimelig nivå på 	det samlede 	påslaget er 30	-40 øre per kWh. 	Vi anbefaler at NVE gjør 	
grundigere undersøkelser av de sparte investeringskostnadene for kunder og samfunn ved bruk	 	
av fjernvarme	 for å fastsette påslaget. Disse vurderingene bør oppdateres med jevne mellomrom, 	
for eksempel hvert femte år, for å sørge for at pristaket på fjernvarme fortsatt samsvarer med 
den samfunnsøkonomiske kostnaden ved det beste tilgjengelig al	ternativet.	 	
Imidlertid vil vi påpeke at et vel så viktig hensyn som å treffe nøyaktig riktig	 på nivået på de sparte 	
investeringskostnadene, er 	at nivået på det endelige pristaket blir slik at det har de rette egen-	
skapene	 (se avsnitt 	6.1	). 	
6.5	 	Bruken av et	 nytt pristak	 – åpning for ulike tariffstrukturer	 	
Pristak	et, slik det er foreslått fastsatt i	 6.2	, skal gi 	fleksibilitet	 med hensyn til hvordan 	fjernvarme-	
selskapet	s utformer tariffene. 	Vi anbefaler ikke at det innføres en tvungen tari	ffstruktur for sel-	
skapene. Bakgrunnen for det er at det er ønskelig at fjernvarmeselskapene tilpa	sser tariffstruktu-	
ren til sitt kostnadsbilde så langt det er mulig, innenfor rammene av pristaket.	 	
For å presisere dette nærmere, 	viser vi her hvordan det kan skje i praksis.	 La oss først definere de 	
aktuelle delene av en fjernvarmetariff: 	 	
��−	������������	 ���	 ����������	,ø��	 ���	 ��	ℎ 	
��	−	������������	 ���	 ����������	,��������������	 ������	 �å �å�� �����������	,� ��	/	
�������	 	
 ��	ℎ−	������	 ��	ℎ ������������	 	
 �−	����	 �����������������������	 ���	 ����������	 	
�������−	�å�� ������	å���	 �������	,ø��	 ���	 ��	ℎ 	
 
������� må fjer	nvarmeselskapet ta for gitt	 siden 	det er selve	 pristaket.	 De øvrige prisene	 står fjernvar-	
meselskapet fritt til å fastsette, men 	med 	et krav 	om at 	samlet 	fjernvarme	kostnad for kunden er 	
lavere enn 	kundens 	fjernvarme	energiforbruk	 verdsatt til 	pristaket	: 	
�+	��∙��	ℎ+	��	≤	�������∙��	ℎ 	
Ved å 	delegere 	selve 	tariffstrukturen til fjernvarmeselskapet	, kan denne tilpasses lokal informa-	
sjon om 	kostnadsstruktur	 – både marginalkostnad knyttet til energi	for	bruket og effektkostnader.	 	
Den er	 også fleksib	ell	 med hensyn til 	et eventuelt	 ønske om	 å ha ulike priser over døgnet og se-	
song	. Det vil ikke p	åvirke pristaket, men gir 	fjernvarmeselskapet anledning til intern optimalise-	
ring	 – der både prisfølsomhet og marginalkostnader kan	 på virke 	tari	ffstrukt	uren	.

Varme til riktig pris	 	
 	
Vista Analyse	 | 2022/37	 	65	 	
 
For	 å vise også dette, l	a oss anta at 	et 	selskap ser seg tjent med 	ha et 	energiledd	 som varierer 	
mellom to perioder	, 1 og 2	. Det k	an	 f.eks. 	vær	e helg vs. 	virkedager	 eller 	natt og dag	. Det gir føl-	
gende pristaksformel	: 
�+	��1∙��	ℎ1+	��2∙��	ℎ2+	��	≤	�������∙∑	��	ℎ������	
2
������=1	
 	
Ved klage eller kontroll, kan 	NVE 	enkelt 	sjekke 	etterlevelsen ved	 å sammenlig	ne den aktuelle	 kun-	
dens 	fakturerte 	fjernvarmekostn	ad og den samme 	kundens 	fjernvarme	energi	forbruk 	verdsatt til 	
pristaket	. 	
Dersom 	energiuttaket er pris	følsom	t, vil fjernvarmeselskapene ha insentiver til å 	sette 	fjernvar-	
me	prisen på energi	uttak (	��) slik at margina	lkostnaden for varmeproduksjon balanserer 	pristaket	. 	
Selv 	om 	pristaket	 ikke 	skulle 	treffe den faktiske 	alternativkostnaden 	eksakt 	– dvs. kostnadene ved	 	
de	t rimeligste alternativet til fjernvarme 	– trekker like fullt	 de 	økonomiske insentive	ne	 i riktig 	
retning	: 	
• 	Hvis vi 	f.eks. 	går inn i en periode med vedvarende høye kraftpriser	, øker	 pristaket	 og med 	
det også fjernvarmeproduksjonen (slik at marginalkostnad	ene kommer opp til det nye ni-	
vået	 på pristaket	). For å få til det	, med	 «innlåste» kunder	, vil fjernvarmeselskapene måtte 	
redusere 	energiprisen i fjernvarmetariffen, og heller 	ta ut økt pristak ved oppjustering av 	
den faste avgiften.	 	
• 	Motsatt, dersom kraftprisen skulle falle ned på en langt lavere 	varig 	nivå	, vil referanseprisen 	
begynne å falle, og med det 	også selskapets optimale	 fjer	nvarmepr	oduksjon	. Det krever en 	
oppjustering av energileddet, men pristaket vil 	tvinge ned fastleddet	 for fjernvarmekun-	
dene.	 	
Også i dag har fjernvarmeselskapene anledning til 	å fastsette sin egen tariffstruktur. Vi ser imid-	
lertid at det klart vanligste er å ha en pris som tett følger dagens pristak, uten elementer som	 gir	 	
bedre incentiver til kundene	, for e	ksempel knyttet til å belønne jevn effektbruk eller energibruk 	
når nettet er lite belastet. 	En 	mulig 	grunn til det kan være at gevinstene for fjernvarmeselskapene 	
av 	å få kundene til å tilpasse sitt forbruk i ønsket retning, er 	lavere enn 	de tapte inntekte	ne ved å 	
sette prisen lavere enn pristaket for de kundene som 	endrer sitt forbruk i ønsket retning. I så fall 	
vil 	resultatet med det nye pristaket mest sannsynlig fortsatt være at fjernvarmeselskapene velger 	
en tariffstruktur som ligger tett opp til strukt	uren på 	pristaket. 	 	
En annen 	mulig	 forklaring kan imidlertid være at dagens pristak er 	volatilt, fordi svingninger i 	
strømprisen slår direkte inn på prisen fjernvarmeselskapene kan ta. Den volatiliteten gjør det mer 
krevende å 	innføre mer kompliserte tarif	fstrukturer. Det foreslåtte pristaket 	vil i større grad være 	
skjermet for svingninger i 	strømprisen, som	 vil gi økt forutsigbarhet for produsentene	 	
6.6	 	Tilknytningsavgift og 	prising av 	spisslast	 	
I dag er 	det to 	priser for fjernvarme som ikke er 	regulert av pristaket	, tilknytningsavgiften og spiss-	
last.	 Selv om det 	er to ulike 	problemstillinger, 	så har	 de	 til felles at	 når det er en regulering av 	
noen priser, men ikke andre, så er det en fare for at produsenten 	bruker sin markedsmakt på den 	
uregule	rte prisen.	 Dette er et problem som er kjent fra forskningslitteraturen om regulerte priser 	
(Schiff, 2008)	. Det vil i så fall undergrave 	effekten av å regulere prisen	, ved at

Varme til riktig pris	 	
 	
Vista Analyse	 | 2022/37	 	66	 	
 
fjernvarme	selskapene kan utnytte sin markedsmakt til	 å ta mer betalt fra innlåste kunder, enn 	
det pristaket legger opp til	. Faren for dette er noe regulator bør være oppmerksom på	. 	
Samtidig kan det være gode argumenter for at både tilknytning og spisslast 	utelukkes fra prista-	
ket	. Siden det er egne kostnade	r for fjernvarmeselskapet 	forbundet både med å tilknytte nye 	
kunder, og ved å tilby fjernvarme som spisslast, er det i utgangspunktet ønskelig at dette prises 
separat	, heller enn at disse kostnadene bakes inn i den generelle fjernvarmeprisen.	 	
Vi vil her drøfte ulike trekk ved tilknytningsavgift og pris på spisslast, for å vurdere om 	det er grunn 	
til å være bekymret for	 at dette kan misbrukes	. 	
6.6.1	 	Tilknytningsavgift	 	
Tilknytningsavgiften	 er avgiften fjernvarmeabonnenten betaler 	for stikklinjene 	fjern	varmeselska-	
pet 	må føre fra 	overføringslinjene til den enkelte kunde. 	NVE har i form av en veileder påpekt at 	
tilknytningsavgiften ikke bør være større enn de faktiske kostnadene	, men dette er ikke fastsatt i 	
lov eller forskrift.	 	
Energiloven åpner for at tilknytningsavgiften 	også 	kan belastes 	kunder som ikke velger å bruke 	
fjernvarme, der det er tilknytningsplikt. Energiloven § 5	-5, fjerde ledd sier: 	«Når tilknytningsplikt 	
til fjernvarmeanlegg er pålagt i medhold av plan	- og bygnin	gsloven § 27	-5, skal abonnenten betale 	
tilknytningsavgift og fast årlig avgift uavhengig av om fjernvarme nyttes eller ikke.	» Vi kjenner ikke 	
til at tilknytningsavgift og fast årlig avgift belastes kunder som ikke 	bruker fjernvarme, men kan 	
heller ikke ute	lukke at det skjer.	 	
Tilknytningsavgift er 	en avgift som belastes kunden før man er påkoblet fjernvarmenettet. 	En av 	
de viktigste grunnene til at det er behov for prisregulering er at 	det for en del fjernvarmekunder 	
vil være en innlåsingseffekt etter at man	 har investert i fjernvarme som varmeløsning. Tilknyt-	
ningsavgiften kommer på et tidspunkt som er før innlåsingen 	finner sted, som tilsier at det er 	
mindre behov for å regulere denne prisen. Å tilknytte 	nye 	kunder er 	også i 	fjernvarmeselskapets 	
interesse, siden fjernvarme har store faste kostnader i produksjons	- og distribusjonsanlegg, som 	
det ofte vil være lønnsom	 å spre på flere kunder. 	I konsesjonsområdet til et fjernvarmeanlegg har 	
nybygg i utgangspunktet en tilknytningsp	likt, og man kan se for seg at 	det gjør at fjernvarmesels-	
kaper likevel bruker tilknytningsavgiften til å dra inn ekstra inntekter. 	Men, tilknytningsplikten er 	
ikke absolutt, kommunen har rett til 	å gi unntak fra denne plikten der det kan dokumenteres at 	
bruk av alternative oppvarmingsløsninger er miljømessig bedre.	 Hvis et fjernvarmeselskap tar en 	
urimelig høy kostnad for tilknytning, kan det bli brukt som argument av kunder til å 	få fritak fra 	
tilknytningsplikten.	 	
Vår konklusjon er 	derfor	 at det er begrens	et grunn til å frykte at 	tilknytningsavgiften vil bli brukt 	
til å dra inn høyere inntekter fra kundene enn det pristaket tillater.	 En annen fare kan være at 	
fjernvarmeselskaper priser 	tilknytning for lavt for å tiltrekke seg kunder og velter disse kostna-	
de	ne over på eksisterende kunder. 	Siden pristaket uansett vil gjelde for de eksisterende kundene, 	
mener vi dette ikke er et aktuelt problem.	 	
Vi ser likevel ingen åpenbare problemer med dagens situasjon der NVE har lagt føringer om at 
tilknytningsavgiften ska	l dekke faktiske kostnader. Dersom denne situasjonen skal videreføres, vil 	
vi anbefale at det tydeliggjøres i lov eller forskrift.

Varme til riktig pris	 	
 	
Vista Analyse	 | 2022/37	 	67	 	
 
At energiloven åpner for å 	ta en fast årlig avgift av kunder som ikke bruker fjernvarme vil vi der-	
imot anbefale at endres. 	De	nne regelen har potensiale	 for misbruk, ved at fjernvarmeselskaper 	
flytter mest mulig av den samlede fjernvarmeprisen over på den faste årlige avgiften, 	krever 	
denne avgiften også fra kunder som ønsker å bytte oppvarmingskilde 	og dermed låser fast kunder	 	
med bedre oppvarmingsalternativer. 	Vi har ingen indikasjoner på at den årlige avgiften brukes 	
slik i dag	, men vil likevel anbefale at denne muligheten fjernes.	 	
6.6.2	 	Spisslast	 	
NVE har 	i sin for	valtningspraksis lagt til grunn at kunder som bruker fjernvarme som spisslast er 	
utenfor prisreguleringen. 	Spisslast 	er den delen av energi	bruk	en	 som 	skal dekke toppene i ener-	
gibehovet. Det kan for eksempel gjelde 	bygg med varmepumper, som på spesielt kald	e dager 	
bruker fjernvarme til å dekke det ekstra behovet varmepumpene ikke kan dekke.	 	
Det er gode grunner til å tillate en høyere pris på spisslast	. Fjernvarme er godt egnet til å levere 	
en jevn energimengde. Kunder som bruker fjernvarme som spisslast 	er d	a lite tilpasset fjernvar-	
mes fortrinn. Fjernvarmeselskaper må i en del tilfeller bruke dyrere energikilder	, som for eksem-	
pel bioolje eller elkjel,	 til å dekke 	de timene med høyest varmeetterspørsel. 	Det er naturlig at de 	
kundene som i størst grad utløse be	hovet for disse dyrere energikildene dekker de ekstra kostna-	
dene, heller enn at det spres på alle kunder.	 Det gir også incentiver til å begrense bruk av spisslast.	 	
På bakgrunn av dette er 	det 	ønskelig at spisslast kan prises høyere enn det 	pristaket tillat	er for 	
kunder som kun bruker fjernvarme til spisslast	. Dette bør komme klarere frem i lov eller forskrift.	 	
Denne adgangen til å prise spisslast høyere, bør i utgangspunktet ikke kun gjelde kunder som 
utelukkende	 bruker fjernvarme til spisslast. Det er inge	n prinsipiell forskjell mellom kunder som 	
har en grunnlast på null, og noen få timer i året med høy spisslast, og kunder som har en lav 
grunnlast som er høyere enn null, 	med samme høye spisslast i noen få enkelttimer. 	At grunnlasten 	
er over null i de resterende timene endrer ikke at spisslasten påfører fjernvarmeselskapet 	ekst-	
raordinære kostnader som må dekkes. 	Vi har anbefalt et pristak som 	ikke inneholder noe eget 	
effektledd. Det vil si at dersom et fjernvarmeselskap 	ønsker å prise høy effektbruk hos enkelte 	
kunder som er dekket, må det innebære lavere pris for alle kunder med jevn effektbruk. Å 	holde 	
all spisslast utenfor 	pristaket, kan være en vei rundt de begrensningene det foreslåtte pristaket 	
gir.	 	
Å åpne for en hø	yere pris for ordinære kunders spisslast gir imidlertid en åpenbar risiko for at 	
dette brukes til å omgå 	pristaket. Før det tillates, bør NVE fastslå en klar definisjon av 	hvor sjelden 	
bruken kan være, og hvor mye over grunnlasten den må være, for at den s	kal regnes som spiss-	
last. 	En eventuell anledning til å prise spisslast høyere, bør ikke åpne for at alle kunder gis vesent-	
lig en høyere pris på de timene med høyest energibruk, det 	bør kun være 	kortvarig 	energibruk 	
som ligger klart høyere enn grunnlasten s	om 	unntas fra pristaket. Vi anbefaler også at dersom 	
det åpnes for en slik prising av spisslast hos ordinære kunder	 (ikke bare kunder som kun bruker 	
spisslast), så bør det være et krav om at prisene på 	spisslast og omfanget det brukes	 rapporteres 	
inn til N	VE, slik at 	NVE som regulator kan påse at denne adgangen ikke 	mis	brukes til å omgå 	pris-	
taket.

Varme til riktig pris	 	
 	
Vista Analyse	 | 2022/37	 	68	 	
 	
6.7	 	Implementering	 av pristaket	 	
Seksjon 	6.2.1	 beskriver vårt anbefalte pr	istak, mens 	6.3	 og 	6.4	 beskriver de to mest sentrale ele-	
mentene, referanseprisen på kraft, og 	påslaget for sparte 	investeringskostnader. 	I sum gir dette 	
et pristak som er lavere enn dagens og vesentlig mer stabil. 	Figur 	23	 viser 	et anslag på dagens 	
pristak basert på nasjonale tal	l på kraftpris og nettleie,	14 og 	hvordan	 vårt anbefalte pristak ville 	
sett ut fra 2013 til andre kvartal 	2022. 	I figuren er det tatt utgangspunkt i et påslag for investe-	
ringskostnader på 40 øre per kWh. 	At 	det anbefalte 	pristaket 	blir	 lavere enn i da	gens e	r en 	viktig 	
del av anbefalingen, som skal reflektere at de mest aktuelle alternative oppvarmingskildene 	er 	
klart rimeligere enn direkte oppvarming med strøm. 	Samtidig vil det være en fordel for både 	
fjernvarmeselskapene og 	kundene at prisen 	varierer mindre.	 	
Figur 	23	 	Nivået der foreslåtte pristaket ville hatt historisk	 og anslag på dagens pristak 	
basert på nasjonale tall for kraftpris og nettleie	 	
 	
Kilde:	 	SSB og Vista A	nalyse	 	
I vårt foreslåtte pristak får strømprisen mindre betydning. For det første så skal strømprisen mul-
tipliseres med en over effektfaktoren, som vi har 	satt til 3. Dermed 	får kraftprisen 1/3 så stor 	
virkning på pristaket. For det andre foreslår vi et fast påsl	ag	, som ikke varierer med kraftprisen. I 	
praksis vil det være nivået på påslaget som har størst betydning for pristaket.	 	
6.7.1	 	Geografisk variasjon i pristaket	 	
Dagens pristak 	inkluderer nettleien til 	den enkelte kunde. Dermed 	må pristaket variere mellom 	
ulike fj	ernvarmeselskaper	 etter hva nettleien til det lokale nettselskapet er. Vår	t foreslåtte pristak 	
 	
14 Dagens pristak beregnes for hver enkelt fjernvarmeprodusent, basert på den lokale nettleien og 	prisen på kraft. 	
Figuren viser derfor kun et anslag om et nasjonalt gjennomsnittsnivå på d	et eksisterende pristaket.	 	
0
20
40
60
80
100
120
140	
2013K1	2013K3	2014K1	2014K3	2015K1	2015K3	2016K1	2016K3	2017K1	2017K3	2018K1	2018K3	2019K1	2019K3	2020K1	2020K3	2021K1	2021K3	2022K1	
Øre per kWh	
Foreslått
pristak
Pristak i dag
(anslag)
Kraftpris
ekskl. mva
(øre/kWh)Nettleie,
ekskl. avgifter
(øre/kWh)

Varme til riktig pris	 	
 	
Vista Analyse	 | 2022/37	 	69	 	
 
inneholder ikke denne lokale variasjonen.	 Vi anser det ikke som hensiktsmessig å 	forsøke å 	variere 	
påslaget for investeringskostnader	 eller effektfaktoren 	etter lokale forhold. 	 	
Referanseprisen for kraft er basert på 	et historisk snitt av 	kraftpriser. Vi har for enkelhets skyld 	
brukt nasjonale tall i våre beregninge	r. Kraftprisen er imidlertid ulik i de ulike prisområdene i 	
Norge. 	Den u	like prisen reflekterer ulik samfunnsøkonomisk 	besparelse ved bruk av fjernvarme 	
heller enn alternative oppvarmingskilder som har strøm som innsatsfaktor. 	Vi anbefaler derfor at 	
det beregnes	 en ulik	 referansepris	 og 	pristak beregnes for 	hvert enkelt prisom	råde	. Med den an-	
befalingen blir det fem ulike pristak	. 	
6.7.2	 	NVE bør fastslå nivået på pristaket	 	
Med fem ulike pristak	 (én for hvert prisområde for strøm)	 heller enn et pristak for hver enkelt 	
fjernvarmeselskap, er det lite hensiktsmessig at 	det overlates til fj	ernvarmeselskapene å selv be-	
regne 	maksimalprisen. Av de tre elementene i pristaket, referanseprisen på kraft, gjennomsnittlig 	
effektfaktor	 for varmepumper og påslag for sparte investeringskostnader, er det bare den første 	
som kan 	fastslås objektivt 	på bakgrunn av 	åpent tilgjengelige data. 	Effekt	faktoren og påslaget 	
krever vurderinger og skjønn for å fast	settes. Å overlate disse vurderingene til fjernvarmeselska-	
pene vil 	undergrave deler av hensikten med de	t foreslåtte pristaket	. Det vil også være lite	 trans-	
parent for kunder	. 	
Vår klare anbefaling er derfor at NVE bør fastsette hva pristaket er, og publisere dette. 	Pristaket 	
vi foreslår er basert på 	vår vurdering av hva som er de mest aktuelle oppvarmingsalternativene 	
til fjernvarme i dag. 	Det kan endre 	seg over tid, etter hvert som teknologi og 	kostnader endrer 	
seg. 	Det er derfor ikke ønskelig at strukturen i 	det anbefalte pristaket 	fastsettes i lov.	 	
En	 måte pristaket kan 	iverksettes	 på er 	for eksempel å endre energiloven 	§ 5	-5 første ledd til	: 	
«NVE fast	setter i forskrift 	en maksimalpris på fjernvarme	, basert på 	de 	samlede 	samfunnsøkono-	
miske 	kostnadene ved 	beste 	tilgjengelige alternative varmeteknologi.»	 Det er ikke del av vårt 	
oppdrag å utforme en presis lovtekst eller forskrift	, og de	nne teksten er 	derfor kun ment som en 	
illustrasjon på en mulig lovtekst.	 	
6.7.3	 	Fastprisavtaler	 	
Fjernvarmebransjen 	har et ønske om 	å kunne tilby fastpriskontrakter til sine kunder. Det er grunn 	
til å tro at dette 	kan være 	ønsket av 	en del 	kunde	r, da det gir økt forutsigbarhet o	m oppvarmings-	
kostnader. 	Med dagens pristak er det i praksis umulig å tilby fastprisavtaler. Måten NVE tolker	 	
dagens	 maksimalpris i energiloven er at 	fjernvarme	prisen til kunden må til enhver tid være under 	
pristaket som beregnes ut ifra månedlig 	gjennomsni	tt av spotprisen. Dersom en leverandør av 	
fjernvarme tilbyr fastpris på 	samme 	nivå 	som	 forventet pris over tid, så vil da kunden kunne kreve 	
en lavere pris straks makspris	en	 faller under den avtalte fastprisen. Det gjelder selv om fastprisen 	
er 	basert på d	en forventede fremtidsprisen ved avtaleinngåelsen.	 	
Vårt anbefalte pristak 	er vesentlig 	mer stabil enn dagens maksimalpris, ettersom vi foreslår at 	
referanseprisen på kraft skal være et tiårig sesong	basert	 snitt	 og svingningene i denne referanse-	
prisen i tillegg dempes ved at 	den skal multipliseres med én over effektfaktoren.

Varme til riktig pris	 	
 	
Vista Analyse	 | 2022/37	 	70	 	
 
Et mer stabilt pristak vil både redusere behovet for fastprisavtaler, og gjøre det lettere for fjern-
varmeselskapene å inngå 	fastprisavtaler 	som holder seg innenfor det til enhver tid løpende pris-	
taket. 	Vi anbefaler likevel at 	det gis 	mulighet til å inngå fastprisavtaler 	basert på forventet frem-	
tidig pris	, satt inn i NVEs regnestykke for fastsetting av pristaket.	 	
Vi 	har 	foreslå	tt at 	referansepr	isen skal være basert på ti års historisk snitt	 av kraftpriser. 	Hvis en 	
leverandør av fjernvarme for eksempel 	ønsker å tilby en fastpriskontrakt med fem års varighet, 	
så er den forventede referanseprisen på kraft i slutten av den perioden	, et snitt av fem 	års histo-	
riske priser på tidspunktet kontrakten inngås, og fem års fremtidspriser	. Gjennomsnittsprisen 	
over fastprisen perioden på fem år, vil måtte beregnes av fjernvarmeselskapet 	på denne måten 	
for alle tidsperioder i fastpriskontrakten, basert på 	en bla	nding av historiske priser og fremtids-	
priser. 	Siden dette blir noe kompliserte beregninger og det er uklart 	hvor stor etterspørsel det vil 	
være etter fastprisavtaler når pristaket blir mer stabilt, anser vi det ikke som 	hensiktsmessig at 	
NVE skal beregne d	e til enhver tid høyeste tillate fastprisene av ulik varigh	et. 	Vi anser det som 	
tilstrekkelig at	 fjernvarmeselskapene får en plikt til å dokumentere at fastprisen de tilbyr er basert 	
på fremtidsprisene i markedet over den relevante avtaleperioden	. 	
6.7.4	 	Hvem pristaket og klageretten bør gjelde for	 	
I dag	ens lov er det 	ikke spesifisert hv	ilke kunder pristake	t gjelder for	. Klageretten er derimot 	av-	
grenset til å kun 	gjelde for 	kunder som 	er 	dekket av tilknytningsplikten i plan og bygningsloven. 	
Vår begrunnelse i kapittel 	5 for at det er behov for en regulering av pris, er i stor grad basert på 	
det finnes innlåsingseffekter for kunder som velger fjernvarme som oppvarmingsløsning. Disse 
innlåsingseffekter kan 	også eksistere for 	kunder som fritt velger å knytte seg til fjern	varme	. På 	
bakgrunn av det mener vi 	alle kunder 	bør være dekket av 	pristaket og ha klagerett.

Varme til riktig pris	 	
 	
Vista Analyse	 | 2022/37	 	71	 	
 
Referanser	 	
Beesley, M. E., & Littlechild, S. C. (1989). The Regulation of Privatized Monopolies in the United 	
Kingdom. 	The RAND Journal of Economics	. 	
BEIS. (2019). 	International Review of Heat Network Market Frameworks 	- BEIS Research Paper 	
Number 2019/032.	 Departmen	t for Business, Energy & Industrial Strategy (UK).	 	
Björnerstedt, J., & Söderberg, M. (2011). The Market for District Heating in Sweden: an Empirical 	
Analysis of the Relevant Product Market. 	Working Paper 2011e01	. 	
Bundeskartellamt. (2017, Februar 14). Press	 release 	- Proceedings against district heating 	
suppliers concluded. 	Bonn. Hentet fra 	
https://www.bundeskartellamt.de/SharedDocs/Publikation/EN/Pressemitteilungen/14_
02_2017_Fernw%C3%A4rme_EN.pdf?__blob=publicationFile&v=2	 	
Bøeng, A. (2022, mai 12). 	Nye rek	order for fjernvarme	. Hentet fra Statistisk sentralbyrå: 	
https://www.ssb.no/energi	-og	-industri/energi/statistikk/fjernvarme	-og	-	
fjernkjoling/artikler/nye	-rekorder	-for	-fjernvarme	 	
Dalen, D., Moen, E., & Riis, C. (2007). 	Regulering av fjernvarme.	 CREAM. Handel	shøyskolen BI.	 	
EA Energy Analysis. 	(2015). 	Comparison of district heating prices in Denmark, Sweden and 	
Germany.	 	
EU	-kommisjonen. (2022). 	District Heating and Cooling in the European Union 	- Overview of 	
Markets and Regulatory Frameworks under the Revised R	enewable Energy Directive.	 	
Fehr, N.	-H. M., Hagen, K. P., & Hope, E. (2002). 	Nettregulering.	 SNF.	 	
Newbery, D. (1999). 	Privatization, restructuring, and regulation of network utilities.	 MIT Press.	 	
NIBIO. (2017). Flisfyring gir økt komfort og økt lønnsomhet.	 	Hentet fra 	
https://nibio.no/tema/skog/bruk	-av	-	
tre/bioenergi/Flisfyring/_/attachment/inline/a7fa6035	-cfc3	-416e	-b9f1	-	
fa9e0619add8:9d9ecbe6c10fff104866bec807f92e665e640bdd/9%20	-%20Flisfyring%20	
gir%20%C3%B8kt%20komfort%20og%20%C3%B8kt%20l%C3%B8nnsomhet.pdf	 	
No	rsk Fjernvarme. (2021). Hentet fra fjernkontrollen.no: https://www.fjernkontrollen.no/	 	
Norsk Fjernvarme. (u.d.). 	Om energikildene	. Hentet fra fjernkontrollen.no: 	
https://www.fjernkontrollen.no/content/om	-energikildene/	 	
Norsk varmepumpeforening. (2022, Augu	st 25). 	Statistikk	. Hentet 10 12, 2022 fra novap.no: 	
https://www.novap.no/om	-varmepumper/statistikk	 	
NVE. (2015). 	Rapport nr 2/2015 del 1 Kostnader i energisektoren.	 Norges vassdrags	- og 	
energidirektorat.	 	
NVE. (2016). 	Rapport nr 60	-2016 	Varmepumper i energisystemet.	 Norges vassdrags	- og 	
energidirektorat.

Varme til riktig pris	 	
 	
Vista Analyse	 | 2022/37	 	72	 	
 
NVE. (2017). 	Revidert kostnadsrapport.	 Norges vassdrags	- og energidirektorat. Hentet fra 	
https://www.nve.no/Media/5869/tekstforklaring_kostnadsrapport2017_publisert0910
2017.pdf	 	
Odgaard, O	., & Djørup, S. (2020). Review of price regulation regimes for district heating. 	
International Journal of Sustainable Energy Planning and Management	, ss. 127	-140.	 	
Oh, S., & Kim, S.	-K. (2022). Impact of heat price regulation on the optimal district heating 	
production mix and its policy implications. 	Energy	(Volume 239, Part D).	 	
Oslo Economics og Asplan Viak. (2020). 	Ekstern rapport nr. 8/2020 	- Kartlegging og vurderin	g av 	
potensial for effektivisering av oppvarming og kjøling i Norge.	 Norges vassdrags	- og 	
energidirektorat. Hentet fra 
http://publikasjoner.nve.no/eksternrapport/2020/eksternrapport2020_08.pdf	 	
Schiff, A. (2008). The "Waterbed" Effect and Price Regulation. 	Review of Network Economics	, ss. 	
392	-414.	 	
SSBa. (2022). 	Tabell 11563: Energiforbruk i husholdninger og fritidshus 1990 	- 2021	. Hentet fra 	
https://www.ssb.no/statbank/table/11563/	 	
SSBb. (2022). 	Tabell 04727: Fjernvarmebalanse (GWh) 1983 	- 	2021	. Hentet fra 	
https://www.ssb.no/statbank/table/04727/	 	
Werner, S. (2017). 	District heating and cooling in Sweden. 	Energy	, ss. 419	-429.	 	
Wissner, M. (2014, September 1). Regulation of district	-heating systems. 	Utilities Policy	(31), ss. 	
63	-73.

Varme til riktig 	pris	 	
 	
Vista Analyse	 | 2022/37	 	73

Varme til riktig pris	 	
 	
Vista Analyse	 | 2022/37	 	74	 	
 
 	
 
 
 
 	
Vista Analyse AS	 	
Meltzers gate 4	 	
0257 Oslo	 	
 
post@vista	-analyse.no	 	
vista	-analyse.no