Nettleier utgjør en stor del av strømregningen i flere land som er tilknyttet Energy Community: Albania, Bosnia og Hercegovina, Georgia, Kosovo, Moldova, Montenegro, Nord-Makedonia, Serbia og Ukraina. I 2024 var overførings- og distribusjonstariffer i åtte av ni av disse landene beregnet til å utgjøre mellom 50 og 76 prosent av husholdningenes totale strømregning.
Samtidig er ikke utformingen av nettleien lenger et statisk element. I takt med energiomstillingen får tariffene større betydning for hvordan kostnader fordeles, om brukere behandles likt, hvor godt prisene gjenspeiler de reelle kostnadene i kraftsystemet, og om de gir riktige insentiver for effektiv bruk av strømnettet.
Med økende investeringsbehov på den ene siden og et krav om at kostnadene fortsatt må være håndterlige for forbrukerne på den andre, er handlingsrommet begrenset. En viktig del av løsningen ligger i tariffmetodene og insentivene de inneholder: ikke bare for å dekke nettets kostnader, men også for å sikre investeringer, påvirke forbrukeratferd og øke effektiviteten hos nettselskapene.
I den offentlige debatten om energiomstillingen handler mye om solceller, vindkraft og batterier. Derimot vies metoden for å beregne tariffer i overførings- og distribusjonsnettet langt mindre oppmerksomhet, selv om nettinfrastrukturen er ryggraden i energisystemet. Den knytter fornybar produksjon sammen med sluttbrukere og legger i økende grad til rette for desentraliserte, lokale energikilder som kan bidra til utslippskutt.
Når energisystemene blir mer desentraliserte, endrer også nettets rolle seg. Nye typer brukere kommer til, og aktive forbrukere får større betydning. Rammeverket som bestemmer hvordan kostnader for drift og utbygging av strømnettet hentes inn og fordeles, vil derfor direkte påvirke finansieringen av omstillingen. Blir tariffnivå og design riktig, kan nettet fungere som en motor for grønn omstilling. Blir det feil, kan det i praksis bremse utviklingen.
Dette er bakgrunnen for at Energy Community Regulatory Board i 2025 la frem en rapport om beste praksis for metoder knyttet til tariffer i transmisjons- og distribusjonsnett. Rapporten bygger på bidrag fra nasjonale reguleringsmyndigheter i alle de aktuelle landene, og sammenligner dagens rammeverk med regelverk og anbefalinger i Energy Community, samt nyere beste praksis og politiske mål i EU.
Rapporten peker på at de fleste landene har gjort fremskritt siden 2022. Moldova har innført nye metoder for tariffer i både transmisjon og distribusjon, med en insentivmekanisme som skal stimulere nettselskapene til mer effektiv bruk av tildelte midler. Nord-Makedonia har innført et fastledd i distribusjonsdelen, slik at faste nettkostnader kan dekkes uavhengig av forbruksnivå.
Montenegro har lagt til en effektbasert komponent i distribusjonsavgiften for innmating, slik at tariffene i større grad knyttes til kapasitet og bedre speiler belastningen brukerne påfører nettet. Ukraina har endret tilknytningsavgifter og jobber med å skille kostnader for støtte til fornybar energi fra overføringstariffene. I Kosovo har energiregulatoren ERO innført regler med nye brukergrupper i nettet, tariffer for innmating og kapasitetsbaserte elementer, slik at tariffstrukturen i større grad reflekterer påvirkningen ulike brukere har på nettet.
Kvalitetsregulering, der nettselskapene får økonomiske insentiver til å opprettholde bestemte leverings- og tjenestestandarder, har også fått større utbredelse. Slike ordninger finnes nå i fem av landene: Albania, Georgia, Kosovo, Montenegro og Ukraina.
Likevel understreker rapporten at fremgangen ikke må overskygge omfanget av det som gjenstår. Rask utvikling, blant annet mer lokal solkraft og økt elbilbruk, legger nye krav på strømnettet. Mange av dagens tariffmodeller er ikke utformet for disse endringene. Tre områder trekkes frem som særlig viktige å reformere.
Det første området er at tariffene i større grad må gjenspeile kostnadene i systemet. I mange land baseres nettleien i stor grad på hvor mange kilowattimer en bruker forbruker. Når flere produserer strøm selv, for eksempel med solceller på taket, blir en slik modell mindre treffsikker for å beskrive hvordan ulike brukere faktisk belaster nettet. Anbefalingen er å bevege seg mer i retning av kapasitetsbaserte tariffer, der betalingen i større grad knyttes til hvor mye nettkapasitet en bruker trenger, og ikke bare energiforbruket. Samtidig anbefales det å fase ut ordninger som nettoavregning dersom de bidrar til å flytte nettkostnader urimelig over på andre brukere. Dette er også i tråd med EUs elektrisitetsdirektiv, som stiller krav til endringer for nye brukere fra 1. januar 2027.
Kostnadsriktighet handler også om hvor mye produsenter skal bidra til nettkostnadene. Tariffer for innmating, altså betaling fra produsenter som leverer strøm inn i nettet, er foreløpig lite brukt. De finnes i fire av landene på transmisjonsnivå og i bare to på distribusjonsnivå. Økt andel desentralisert produksjon gjør at flere regulatorer vurderer slike ordninger, og enkelte har allerede startet prosesser for å innføre dem.
Det andre reformområdet gjelder om investeringsnivået i nettet er tilstrekkelig. Distribusjonsnettet møter økende press for å håndtere nye tilknytninger, men nettselskapene mangler ofte både insentiver og finansielle verktøy for å bygge ut raskt nok. Dette gjelder særlig når nettselskapene er privat eid og må basere seg på egne ressurser. Anbefalingen er å etablere rammeverk for mer proaktive investeringer og egne støtteordninger som kan bidra til nødvendig utbygging.
Det tredje området er hvordan regelverket oppdateres. I flere av landene endres tariffmetoder først når det oppstår et tydelig behov. Rapporten anbefaler i stedet en fast revisjonssyklus på fem til seks år. Det skal gi forutsigbarhet, samtidig som det er hyppig nok til å følge utviklingen i kraftsystemet.
Et område der flere land allerede viser lovende praksis, er tidsdifferensierte nettariffer. Bosnia og Hercegovina, Montenegro og Serbia har slike løsninger, som kan motivere forbrukere til å flytte forbruk bort fra perioder med høy belastning. Når mer fornybar produksjon bidrar til større variasjon og volatilitet i kraftsystemet, vil signaler som fremmer fleksibilitet bli stadig viktigere, og rapporten anbefaler at flere land vurderer tilsvarende ordninger.
Bak anbefalingene ligger også et mer grunnleggende poeng om styring og rollefordeling. Utforming av nettariffer er en regulatorisk oppgave, ikke en politisk. Regelverk i EU og Energy Community legger ansvaret til nasjonale reguleringsmyndigheter. Likevel kreves det i flere av landene fortsatt godkjenning fra departementer, noe som kan svekke regulatorisk uavhengighet og forutsigbarhet, som investorer er avhengige av.
Rapporten gir ikke inntrykk av at oppgaven er enkel. Den viser likevel at regionen i stor grad vet hva som må gjøres, og at arbeidet med å modernisere tariffene allerede er i gang.
