Nettleie er prisen en strømkunde betaler nettselskapet for å få kraften fraktet fram til seg gjennom strømnettet. I regelverket heter det en tariff, og forskriften bruker ordet bredt om alle priser og annen økonomisk godtgjørelse nettselskapet krever for tilknytning til og bruk av nettanleggene. Nettleien er én av tre deler på en strømregning. De to andre er strømprisen, som går til kraftleverandøren, og avgiftene staten krever inn over samme regning.
Et nettselskap kan ikke sette prisen selv. Nettdrift er et naturlig monopol, og kunden kan ikke velge noen annen til å frakte strømmen hjem til seg. Derfor får hvert selskap hvert år tildelt en inntektsramme og en tillatt inntekt av Reguleringsmyndigheten for energi (RME) i Norges vassdrags- og energidirektorat. Over tid skal ikke det selskapet henter inn i nettleie overstige rammen, og forskrift bestemmer hvordan tariffen skal bygges opp innenfor den. Nettleien varierer derfor fra nettområde til nettområde. Den varierer ikke med avstanden mellom den som produserer kraften og den som bruker den.
Norsk nettleie bygger på punkttariffer. Prisen henger på stedet der kundens anlegg møter nettet, tilknytningspunktet, og ikke på hvem kunden kjøper strømmen av. Én avtale med det lokale nettselskapet i det punktet gir tilgang til hele nettet og hele kraftmarkedet. Selskapet må tilby de samme vilkårene til alle som ber om nettjenester, og kan bare skille mellom kunder på grunnlag av objektive og kontrollerbare nettforhold.
Alternativet, som Norge ikke valgte, er avstandsbaserte punkt-til-punkt-tariffer, også kalt kanalleie. Der følger prisen den fysiske strekningen mellom produsent og forbruker. Den norske løsningen har vært sammenlignet med portoen på et brev, som koster det samme enten det skal til nabobyen eller tvers over landet. Grunnen til å gjøre det slik var at ingen som kjøper eller selger kraft skulle få et konkurransefortrinn av hvor i landet den befant seg, og ordningen er en forutsetning for at kraften kan omsettes på en felles nordisk børs, Nord Pool.
Selve avtaleforholdet mellom kunden og nettselskapet følger en bransjestandard framfor et statlig regelverk. Fornybar Norge utgir standard nettleie- og tilknytningsvilkår for forbrukerkunder, og egne vilkår for næringskunder og for kunder over 1 MW. At vilkårene er anbefalte og ikke pålagte, har vært et tema: RME sendte i 2024 på høring et forslag til metode for felles standardavtaler, med den begrunnelsen at nettselskapene ikke skal kunne bruke monopolstillingen til å stille urimelige krav. Fornybar Norge, Samfunnsbedriftene Energi og Distriktsenergi gikk imot.
Nettet er bygd i nivåer, og kostnadene fra nettet over veltes over på nettet under. Derfor blir tariffen som regel høyere jo lenger ned i netthierarkiet kunden er tilknyttet.
For husholdninger og andre lavspente uttak i distribusjonsnettet består nettleien av to deler, et fastledd og et energiledd.
Fastleddet er den delen som ikke følger forbruket time for time. Den skal dekke en rimelig andel av de faste kostnadene i nettet, og størrelsen avhenger av hvor mye effekt kunden etterspør, altså hvor mye strøm som gjøres tilgjengelig for kunden.
Regelverket sier derimot ikke hvordan selskapet skal differensiere. RME slår fast at «nettselskapene har en viss frihet til å bestemme hvordan de vil differensiere», og nevner tre lovlige innretninger: kundens døgnmaks i løpet av en måned, et gjennomsnitt av flere døgnmakser over en periode, eller kundens sikringsstørrelse. Friheten er brukt ulikt. Evalueringen av ordningen kaller det differensierte fastleddet et kapasitetsledd, og fant at de fleste nettselskapene har lagt seg på en trinnmodell anbefalt av Fornybar Norge, men at trinnene dekker så brede forbruksintervall at prissignalet blir grovt.
Energileddet er den delen som følger forbruket, og oppgis i øre per kilowattime. Det skal først og fremst dekke de marginale tapskostnadene, altså verdien av kraften som forsvinner underveis i nettet, blant annet som varmetap. Regelverket tillater et høyere energiledd enn tapskostnaden for å dekke faste kostnader fastleddet ikke tar, og de fleste selskapene gjør det. I timer der nettet er hardt belastet, kan leddet ha et påslag. Energileddet kan ikke stå for mer enn halvparten av det selskapet henter inn fra en kundegruppe, men en overgangsordning tillater en høyere andel fram til 31. desember 2026.
Et tredje ledd, effektleddet, er valgfritt for selskapene og forbeholdt næringskunder med et årsforbruk over 100 000 kWh. Husholdninger, hytter og fritidshus kan ikke avkreves et slikt ledd. Leddet prises per kWh/h, beregnes av effektuttaket i perioder på inntil én måned, og skal tidsdifferensieres minst mellom sommer og vinter. Bruker selskapet effektledd, trenger ikke fastleddet differensieres.
Avregningen bygger på målte og stipulerte timeverdier i Elhub, og der timeverdier for uttak mangler, skal nettselskapet stipulere dem.
Én tilknytning til nettet kan dekke mange kunder. Forskriften krever at hver boenhet og hver fritidsbolig måles og avregnes for seg, så en boligblokk med én tilknytning har like mange nettleiekunder som det er leiligheter.
En god del av det som står som nettleie på regningen, er ikke nettselskapets penger. Selskapet krever det inn på statens vegne, og det er tre beløp.
Forbruksavgiften på elektrisk kraft fastsettes for ett år av gangen. Husholdninger i tiltakssonen, altså Finnmark fylke og Troms fylke utenom fjorten navngitte kommuner, er fritatt for den. Merverdiavgiften er 25 prosent, men Finnmark, Troms og Nordland er fritatt i sin helhet. Fritakene følger altså fylkes- og kommunegrenser, ikke nettområder. Det tredje beløpet er påslaget til Energifondet, som finansierer Enova. For husholdninger legges det på energileddet med 1 øre/kWh, mens næringskunder betaler 800 kroner i året.
Hvor stor del avgiftene utgjør, svinger med satsene. I andre kvartal 2026 betalte husholdningene 33,9 øre/kWh i nettleie uten avgifter og 50,9 øre/kWh med, altså 17,0 øre i avgift.
Også de som mater kraft inn i nettet betaler tariff, men satsene ligger klart under det forbrukerne betaler. Energileddet for innmating gjelder produsenter med installert effekt på minst 1 MW. Det skal avspeile marginale tapskostnader i det enkelte tilknytningspunktet, og det skal tidsdifferensieres minst ukentlig, med én sats for dag og én som gjelder både natt og helg.
Punkttariffene kom kort etter at energiloven åpnet kraftmarkedet. NVE fastsatte dem i retningslinjer for beregning av overføringstariffer i mars 1992, med virkning fra 1. mai samme år. I de første årene hvilte både monopolreguleringen, tredjepartsadgangen og tarifferingen på slike retningslinjer, altså på NVEs egne anvisninger framfor på forskrift. Først i 1999 ble stoffet løftet til forskrift.
NVE hadde en høring om nettleiestrukturen vinteren 2017–2018, og varslet i september 2018 en ny runde. Direktoratet begrunnet arbeidet med at strømforbruket var blitt mer effektkrevende, og at en nettleie som i større grad gjenspeilte kostnadene den enkelte kunden påførte nettet, ville utnytte kapasiteten bedre og dempe behovet for nye investeringer. Hos mange nettselskaper utgjorde energileddet på dette tidspunktet rundt 70 prosent av det husholdningskundene betalte i nettleie, så en omlegging betydde at fastleddet måtte opp og energileddet ned.
Forslaget møtte bred motstand. I mai 2020 gikk 16 organisasjoner sammen om et brev til energiministeren, blant dem Forbrukerrådet, Naturvernforbundet, OBOS og Norsk elbilforening. Innvendingen deres var at modellen NVE foreslo ga svake insentiver til å bruke nettet effektivt. I desember 2021, kort før den nye modellen etter planen skulle tre i kraft ved årsskiftet, ba stortingsrepresentanter fra Rødt og Sosialistisk Venstreparti om utsettelse.
Endringsforskriften ble vedtatt 10. juni 2021, og ikrafttredelsen ble deretter endret ved to senere forskrifter før reglene til slutt gjaldt fra 1. juli 2022. Kravet om at energileddet ikke skal utgjøre mer enn halvparten av inntektene fikk en overgangsperiode. Energidepartementet forlenget den i mai 2024 fra 1. juli 2024 til 1. juli 2026, og viste til at de ekstraordinært høye strømprisene hadde gjort det vanskelig å lese hvordan kundene faktisk tilpasset seg den nye modellen. Fristen er senere satt til 31. desember 2026.
Departementet ba samtidig RME om å evaluere den nye nettleiestrukturen. Evalueringen, utført av Oslo Economics, fant at om lag halvparten av befolkningen kjente nettleiemodellen, og at 40 prosent av de spurte oppga å forsøke å tilpasse forbruket til prissignalene. Rapporten anbefalte blant annet smalere trinn i kapasitetsleddet, ned mot 1 kW.
To offentlige tallserier måler nettleien, og de svarer på litt ulike spørsmål. NVE oppgir et årsgjennomsnitt for husholdninger uten avgifter: 34,89 øre/kWh i 2022, 34,13 i 2023, 38,62 i 2024 og 38,04 i 2025. Statistisk sentralbyrå publiserer kvartalstall, både med og uten avgifter, og de svinger med årstiden fordi forbruket gjør det. Et enkelt kvartal kan derfor ikke sammenlignes rett med et årssnitt. I andre kvartal 2026 var nettleien uten avgifter 33,9 øre/kWh, mens de fire kvartalene i 2025 lå mellom 35,5 og 40,1.
RME framskrev i 2024 at nettleien i det lokale distribusjonsnettet ville stige fra 38 til 47 øre/kWh mellom 2024 og 2030, altså 23 prosent målt i faste 2023-priser og uten avgifter. Drivkraften er investeringene: rapporten anslo at det skal bygges nett for om lag 170 milliarder kroner i samme periode. Økningen ventes å bli størst i Midt-Norge og på Østlandet, og minst på Sørlandet og Vestlandet.
Landsdelene i den framskrivingen er de fem prisområdene i kraftsystemet, der Østlandet svarer til NO1, Sørlandet til NO2, Midt-Norge til NO3, Nord-Norge til NO4 og Vestlandet til NO5. Inndelingen er valgt av hensyn til datagrunnlaget, og et nettselskap som strekker seg over flere landsdeler er plassert i det området der det kjøper mesteparten av nettapet sitt. Den er altså et analysegrep og ikke en inndeling nettleien selv følger. Nettleien følger nettområdet kunden er tilknyttet, der alle kunder i dag belastes likt i energileddet, og avgiftene følger fylkesgrensene.
Nettleien kan også gå ned. Statnett kunngjorde i februar 2022 at forbrukstariffen, som er selskapets andel av nettleien, ble satt til null fra 1. april samme år. Lettelsen ble anslått til nærmere fire milliarder kroner, og skyldtes at flaskehalsinntektene fra krafthandelen med utlandet ble langt større enn ventet under prisoppgangen.