EUs energimarkedspakker er samlebetegnelsen på de lovgivningspakkene EU har vedtatt for å bygge et indre marked for elektrisk kraft og naturgass og lette omsetningen av dem over landegrensene. Avsnitt 6–24, 28, 36–46, 149–159 og 252–270. Kraftregelverket har kommet i tre generasjoner. Først direktiv 96/92/EF fra 1996, så direktiv 2003/54/EF med den første forordningen om grensekryssende handel i 2003, og i 2009 den tredje energimarkedspakken. Hver ny generasjon opphever forgjengeren og trer i dens sted. Sitatene her er fra s. 201–202 og 207–218. Artikkelen er en bearbeidet versjon av en juridisk utredning skrevet for Energi Norge 8. januar 2019, jf. note 1 s. 201.
Slik Høyesterett beskriver det, hviler energisamarbeidet mellom Norge og EU på to ben: de alminnelige reglene om fri bevegelighet i EØS-avtalens hoveddel, og sekundærlovgivningen, der pakkene utgjør kjernen på energiområdet. De to første pakkene fikk lite praktisk å si i Norge, siden energiloven av 1990 alt hadde åpnet kraftmarkedet for konkurranse, men den andre pakken påla Norge folkerettslige forpliktelser i stort omfang. Etter 2009 kom Ren energi-pakken, som EU vedtok i 2019, og som endrer kraftmarkedsrettsaktene i den tredje pakken. Den var ikke innlemmet i EØS-avtalen per august 2026.
Pakkene har også en gasside. I den tredje pakken er det gassmarkedsdirektiv 2009/73/EF og forordning (EF) nr. 715/2009, og gassdelen har vært mindre omstridt i Norge og på Island, siden ingen av landene har rørnett for gass på land.
Bakgrunn Da den europeiske integrasjonen startet, var energiforsyning en del av selve fundamentet, med Kull- og stålfellesskapet i 1951 og Atomenergifellesskapet i 1957. Selve EF-traktaten regulerte likevel ikke energisektoren i noen egen bestemmelse. Kapittel 19.1, s. 546–564. Framstillingen her er hentet fra 19.1.3 og 19.1.5, som er utvalgets fellestekst; flertall og mindretall skiller lag i 19.1.6.
Da planene for det indre markedet ble lagt fram i 1985, var energisektoren utelatt. Medlemslandenes egne interesser og statlige energimonopoler ble vurdert som så sterke at en samordning ikke lot seg gjøre. Kapittel 3.1 s. 14 og 4.4 s. 31–34. Utgiverens nettsted er nedlagt, og lenken går til arkivkopien. Rapporten er skrevet på oppdrag for Europautredningen, men forfatterne står selv ansvarlig for innholdet. Kommisjonen snudde i 1988 og foreslo et indre energimarked. Fire mål sto øverst: tredjepartsadgang til distribusjonsnettene for energi, gjennomsiktige energipriser, samordnede skatter og avgifter, og felles anbudsregler ved offentlige innkjøp.
Kommisjonen begynte arbeidet uten et særskilt mandat fra medlemsstatene. Framgangsmåten var å ta utgangspunkt i det indre markedets alminnelige handelsregler og erfaringene fra telekommunikasjonssektoren, med traktatens artikkel 106 nr. 2 (tidligere artikkel 86) som verktøy for å utfordre enkelte av kraftsektorens monopoler. Det første direktivet lå fire år på forhandlingsbordet.
Regelverket som fulgte utover 1990-tallet siktet mot et indre energimarked, først og fremst gjennom liberalisering som skulle gi lavere priser for industri og husholdninger. Tre direktiver bar prosessen: konsesjonsdirektivet i 1994, elektrisitetsmarkedsdirektivet i 1996 og gassmarkedsdirektivet i 1998.
En viss traktatforankring kom med Maastricht-traktaten i 1993, som tillot tiltak på europeisk nivå i energisektoren. En utvetydig hjemmel for en felles energipolitikk fikk EU likevel ikke før Lisboa-traktaten trådte i kraft i 2009, med artikkel 194 i Traktaten om Den europeiske unions virkemåte. Selve energimarkedsregelverket er derimot vedtatt med hjemmel i traktatens artikkel 114 om det indre markedet, tidligere artikkel 95, og artikkel 194 trådte i kraft etter at den tredje pakken var vedtatt. At rettsaktene er indremarkedstiltak, er også grunnen til at de uten videre er EØS-relevante. Høyesterett har beskrevet Norges tilknytning til dette regelverket som todelt: reglene om fri bevegelighet i EØS-avtalens hoveddel står på egne ben, mens pakkene utgjør sekundærlovgivningen på energiområdet.
Første pakke (1996) Med den første pakken skulle kraftmarkedet åpnes gradvis, målt ut fra hvor store forbrukere som fikk velge leverandør fritt. Forbruksterskelen skulle senkes fra 40 GWh i året til 20 GWh tre år etter at direktivet trådte i kraft, og til 9 GWh seks år etter. Artikkel 3 nr. 1 og 2, 7 nr. 1 og 6, 14 nr. 3, 19 nr. 2 og kapittel VII (artikkel 16 til 22). Hos Hammer tilsvarer tersklene en markedsåpning på om lag 22 prosent ved ikrafttredelsen, 27 prosent etter tre år og 33 prosent etter seks. Kapittel 51 «Kraftmarkedsdirektivet».
Kraftdelen av pakken er europaparlaments- og rådsdirektiv 96/92/EF av 19. desember 1996 om felles regler for det indre marked for elektrisitet. Direktivet trådte i kraft 19. februar 1997, og medlemsstatene hadde frist til 18. februar 1999 med å gjennomføre det. Det går under flere norske navn: Ulf Hammer kaller det kraftmarkedsdirektivet, mens NOU 2012: 2 skriver elektrisitetsmarkedsdirektivet.
Noe krav om privatisering eller selskapsmessig omorganisering av kraftforsyningen stilte direktivet ikke, i tråd med EF-traktatens artikkel 295. Kravet var at integrerte elektrisitetsforetak skulle føre atskilte interne regnskaper for produksjons-, overførings- og distribusjonsaktivitetene sine, jf. artikkel 14 nr. 3. I tillegg skulle nettoperatøren i det minste være forvaltningsmessig uavhengig av aktiviteter som ikke vedrørte overføringsnettet, med mindre overføringsnettet alt var uavhengig av produksjons- og fordelingsvirksomheten, jf. artikkel 7 nr. 6. Avveiningen mellom konkurranse og public service-hensyn lå i artikkel 3. Statene skulle selv utpeke, eller be netteierne utpeke, en nettoperatør med ansvar for drift, vedlikehold og om nødvendig utbygging av overføringsnettet i et gitt område. Kapittel VII lot statene velge mellom forhandlet nettadgang etter artikkel 17 og en enekjøperordning etter artikkel 18, og de to ordningene skulle føre til tilsvarende økonomiske resultater.
Direktivet var et typisk eksempel på minimumsharmonisering, altså at statene kunne gå lenger enn direktivet krevde. Norge lå foran: den norske energiloven av 1990 var ikke skrevet som en tilpasning til EUs lovgivning, og EU tok ikke noe vesentlig skritt mot liberalisering før seks år senere. Hammer skrev før direktivet var innlemmet i EØS-avtalen, og mente den norske modellen sto seg: den fremmer etter hans syn et effektivt kraftmarked bedre enn fellesskapsmodellen, og kunne da vanskelig være i strid med direktivet.
EØS-komiteen innlemmet direktivet i EØS-avtalens vedlegg IV om energi ved beslutning 168/1999 av 26. november 1999, og det trådte i kraft i EØS 1. juli 2000. Faktaarket til EFTA oppgir datoer for oppfyllelse av forfatningsrettslige krav for Island og Liechtenstein, men ingen for Norge.
Andre pakke (2003) Med den andre pakken skulle hver eneste kunde fritt kunne velge kraftleverandør fra 1. juli 2007; i Norge hadde det vært hverdagen siden energiloven trådte i kraft i 1991. I den EØS-rettslige gjennomgangen Senter for europarett ved Universitetet i Oslo gjorde i 2007 foran en revisjon av energiloven, slik Austvik og Claes gjengir den, var virkemidlene i det nye elmarkedsdirektivet fire: en selvstendig energiregulator, skarpere regler for tredjepartsadgang, selskapsmessig atskillelse av nettselskapene fra vertikalt integrerte produksjons- og omsetningsledd, og strammere regulering av nettselskapenes ansvar og virksomhet. For operatørene av transmisjonsnettet var kravet selskapsmessig og funksjonelt skille, ikke eiermessig. Kapittel 1, punkt 2.1 til 2.3, 3.3.2 og 3.4.1. Det er dette bildet Høyesterett viser til når den beskriver de to første pakkene som lite merkbare i praksis i Norge; de folkerettslige forpliktelsene den andre pakken skapte, var likevel omfattende.
Kjernen i pakken er europaparlaments- og rådsdirektiv 2003/54/EF av 26. juni 2003 om felles regler for det indre marked for elektrisk kraft, sammen med en første forordning om grensekryssende krafthandel, forordning (EF) nr. 1228/2003. Direktivet opphevet 96/92/EF. I Prop. 5 L (2017–2018), proposisjonen som senere gjennomførte den tredje pakken i norsk rett, omtales den andre pakken som fire rettsakter, og alle fire var innlemmet i EØS-avtalen før den tredje pakken erstattet dem.
Direktivet ble innlemmet i EØS-avtalen ved EØS-komiteens beslutning 146/2005 av 2. desember 2005. Norge meldte 19. juni 2006 at de forfatningsrettslige kravene var oppfylt, og beslutningen trådte i kraft i EØS 1. juni 2007.
Tredje pakke (2009) Den tredje energimarkedspakken ble vedtatt 13. juli 2009, og fire nyheter veier tyngst: ACER ble opprettet, det kom en fast prosedyre for å utvikle nettkoder og retningslinjer, og både transmisjonssystemoperatørene og de nasjonale reguleringsmyndighetene fikk strengere krav til organiseringen. Regjeringen begrunnet pakken med at det indre energimarkedet skulle utvikles videre og virke bedre, ved at hindringene for handel med elektrisitet og naturgass over landegrensene ble bygget ned.
Pakken består av fem rettsakter: elmarkedsdirektiv 2009/72/EF og forordning (EF) nr. 714/2009 for kraftmarkedet, gassmarkedsdirektiv 2009/73/EF og forordning (EF) nr. 715/2009 for gassmarkedet, og forordning (EF) nr. 713/2009 om opprettelsen av ACER, som gjelder begge markedene. Framstillinger som gjelder kraftmarkedet, trekker gjerne fram de tre rettsaktene for elsektoren: 2009/72/EF, 714/2009 og 713/2009.Askheim, Lars Olav: (2026). Gassdelen har vakt mindre strid i Norge og på Island, ettersom ingen av landene har rørnett for gass på land. Elmarkedsdirektivet beholder forgjengerens oppbygning med elleve kapitler, og innholdet i de fleste av dem er ført videre uten annet enn språklige justeringer.
Der 2003/54/EF krevde selskapsmessig skille, gjorde 2009-direktivet eiermessig skille til hovedregel, og åpnet samtidig for to alternative operatørmodeller. Direktivet krever at reguleringsmyndigheten er rettslig atskilt og funksjonelt uavhengig, og at den ikke tar imot instrukser fra regjeringen eller fra andre offentlige eller private organer når den utfører reguleringsoppgavene sine. For Norge er dette etter juristen Henrik Bjørnebyes vurdering den viktigste nyheten i direktivet.
Forordning 714/2009 avløste 1228/2003 i EU 3. mars 2011 og er mer omfattende enn forgjengeren. De viktigste tilleggene er sertifisering av operatør, opprettelsen av ENTSO-E og regionalt samarbeid mellom operatørene, mens reglene om nettariffer, flaskehalshåndtering, informasjon til markedet og kompensasjon mellom operatørene for grensekryssende handel ble ført videre. Forordningen fastsetter også prosedyren der ENTSO-E, ACER og Kommisjonen utvikler nettkoder og retningslinjer, som vedtas som kommisjonsforordninger.
ACER avløste det svakere formaliserte regulatorsamarbeidet European Regulators' Group for Electricity and Gas (ERGEG). Oppgaven er å bistå de nasjonale reguleringsmyndighetene og koordinere dem, med virkemidler som spenner fra uttalelser og anbefalinger til bindende vedtak på avgrensede felt. Bindende vedtak krever to tredjedels flertall i reguleringsrådet, der hvert EU-lands reguleringsmyndighet møter med én representant. Blir reguleringsmyndigheter i ulike land ikke enige, eller ber de om det sammen, kan ACER avgjøre saken, for eksempel om driften av strømkabler mellom land. Slike vedtak er den nasjonale myndigheten forpliktet til å gjennomføre.
Norsk gjennomføring og grunnlovsspørsmålet Den 5. mai 2017 vedtok EØS-komiteen å ta rettsaktene inn i EØS-avtalen, med tilpasninger partene hadde forhandlet fram. For EFTA-statene er beslutningsmyndigheten lagt et annet sted: EFTAs overvåkningsorgan (ESA), ikke ACER eller Kommisjonen, treffer vedtakene, ESA bygger på et utkast fra ACER, og vedtaket rettes mot den nasjonale reguleringsmyndigheten framfor markedsaktørene direkte.