Stigende elprisvolatilitet i Danmark – tekniske udfordringer og nye aktører

Her er svarende hvorfor priserne svinger og at dette kan udnyttes med ESS og Bess Batterier.

• Det danske elmarked gennemgår en historisk transformation. Grøn energi fra vindmøller og solceller udgør nu langt over halvdelen af landets elforbrug, hvilket reducerer CO₂-udledninger men også medfører kraftige svingninger i elpriserne. Disse udsving – elprisvolatiliteten – er blevet et brancheproblem: perioder med meget vind eller sol presser prisen i bund (nogle gange til negative niveauer), mens stille dage eller høj efterspørgsel kan sende priserne i vejret.
• Vi belyser her udfordringerne forbundet med de stigende prisudsving og de tekniske samt regulatoriske barrierer for nye aktører i det danske elmarked. Vi undersøger, hvordan dominansen af vedvarende energi påvirker prisdannelsen, hvilke problemer elnettet står overfor (fx flaskehalse og balancering), og hvordan tilladelsesprocedurerne og reguleringen ser ud for nye spillere – lige fra batterilagring (BESS) til nye vindmølle- eller solprojekter og elhandelsvirksomheder.
• Afslutningsvis ser vi på de initiativer, der skal balancere et grønnere men mere ustabilt elmarked, herunder ændrede prisstrukturer (f.eks. 15-minutters afregning), samt hvilke konsekvenser udviklingen har for danske forbrugere i husholdninger og erhvervsliv.

Volatile elpriser er drevet af vind- og solenergi

Danmark er blandt de lande i verden med højest andel af vind- og solkraft i elsystemet. I 2023 dækkede el fra vindmøller og solceller omkring 63 % af den samlede elforsyning. Denne grønne førerposition har dog en bagside: fordi vind og sol er vejrafhængige og ikke kan reguleres frit, svinger elproduktionen voldsomt. Når det blæser kraftigt eller solen skinner, produceres der mere strøm, end forbrugerne kan nå at bruge, hvilket får elprisen til at dykke. Omvendt, under vindstille og mørke perioder, må Danmark trække på backup-kapacitet eller import, hvilket driver prisen op.

Allerede nu ser vi store prisudsving time for time og dag for dag. Nationalbanken har advaret om, at i takt med at vind- og solenergi vokser i andel, bliver elforsyningen “mindre regulerbar og stabil”, og Danmark risikerer større udsving i elprisen på længere sigt. Faktisk viser Energinets fremskrivninger, at den gennemsnitlige elpris i 2030 kan blive næsten tre gange så høj i et ugunstigt vejrår (med lidt vind/sol) sammenlignet med et gunstigt vejrår. Med andre ord: variationen fra år til år kan blive enorm, alt efter om vindmøllerne står stille eller ej.

Volatiliteten mærkes også inden for det enkelte døgn. I perioder med høj VE-produktion har Danmark oplevet negative elpriser, hvor producenter betaler for at komme af med strømmen. Omvendt kan spidsbelastningstimer især om vinteren give meget høje priser. Disse udsving skaber et nyt markedsvilkår, som aktørerne skal navigere i.

På den ene side giver de lave priser i blæsende timer mulighed for billig strøm – på den anden side udfordrer de økonomien i konventionelle kraftværker og kræver mere fleksibelt forbrug for at udnytte den billige strøm. Højprissituationer kan presse både forbrugere og virksomheder økonomisk og øger behovet for afdækning (fx fastpriskontrakter) for at beskytte sig mod prischok. Samlet set er prisvolatiliteten blevet “den nye normal” i det grønne elmarked.

Udvikling i elproduktion fra vind og sol i Danmark 2010-2023 (GWh, venstre akse) og andel af elforsyningen i pct. (højre akse). Den vedvarende elproduktion er steget markant, og i 2023 kom ca. 63 % af strømmen fra vind og sol.

Tekniske udfordringer for elnettet: flaskehalse og balancering

Den grønne omstilling giver også tekniske problemer i elnettet, som skal håndtere de store udsving i produktion og forbrug. Elnettet er designet til at transportere strøm fra producenter til forbrugere med høj forsyningssikkerhed, men når produktionen bliver mere decentral og variabel, øges kravene til netkapacitet og styring. To centrale udfordringer er flaskehalse og balancering:

• Flaskehalse i elnettet: Decentrale sol- og vindanlæg skyder op overalt i landet – ofte langt fra de traditionelle kraftværkslokationer. Det lokale elnet (distributionsnettet) og det overordnede transmissionsnet skal udvides massivt for at kunne føre den grønne strøm frem til forbrugerne. Hvis netudbygningen halter, opstår der flaskehalse hvor kabler, transformerstationer eller linjer ikke har kapacitet nok. Myndighederne peger på, at Danmarks elforbrug forventes at fordobles på 10 år og næsten firedobles på 20 år som følge af elektrificering af transport, opvarmning, PtX m.v.. Uden tilsvarende netudbygning risikerer man, at integrationen af ny grøn produktion går langsommere, fordi projekter må vente på nettilslutning. Dog vil netselskaber og Energinet af hensyn til forsyningssikkerheden typisk nægte at tilslutte nye store forbrugere eller anlæg, indtil netkapaciteten er udvidet. Derved undgår man akutte overbelastninger og brownouts, men prisen er, at grønne projekter forsinkes. Flaskehalse mærkes også som regionale prisforskelle – eksempelvis har Vestdanmark (DK1) til tider meget lavere priser end Østdanmark (DK2) eller Tyskland, når der er vindoverskud i Jylland, fordi transmissionsforbindelserne ikke kan overføre al den billige strøm.
• Øget behov for balancering: Når elproduktionen domineres af kilder, der svinger med vejret, skal systemoperatøren (Energinet) bruge flere systemydelser (reserver, regulerkraft m.m.) for at holde balancen i elsystemet minut for minut. Energinet har i de senere år oprustet indkøb af fx frekvensstyrede reserver (FCR) og automatiske reguleringsreserver (aFRR/mFRR) for at kunne reagere hurtigt på ubalancer. Den stigende andel vedvarende energi kræver større omkostninger til balancering af elnettet, hvilket ses ved at Energinets omkostninger til systemydelser i 2023 lå på ca. 2.300 mio. kr. (lidt under niveauet fra rekordåret 2022). Beløbet er næsten fordoblet ift. niveauet for få år siden, hvilket understreger hvor meget netop balancering belaster økonomien. Når det pludselig bliver vindstille, skal reservekraft træde til (fx opregulering fra vandkraft, gas eller batterier), og omvendt ved overproduktion skal overskudsstrømmen håndteres (fx eksporteres eller nedreguleres). Balancering er ikke kun et spørgsmål om omkostninger, men også om systemsikkerhed: flere situationer med ekstrem VE-produktion kan udfordre frekvensstabiliteten og kræver intelligente løsninger for at undgå strømafbrydelser. Indtil videre har forsyningssikkerheden været høj (99,99% oppetid), og danskerne oplevede i gennemsnit ~20 afbrudsminutter pr. år det seneste årti. Men i 2023 var afbrudsminutterne lidt højere (29,7 min) bl.a. pga. ekstreme vejrforhold (stormflod). Ekstremt vejr kan altså også påvirke elnettet direkte, og hvis den slags hændelser tiltager, stiger usikkerheden om systemets robusthed.

For at imødegå de tekniske udfordringer investerer Energinet og netselskaberne massivt i netforstærkninger, nye kabler og international sammenkobling. Hertil kommer intelligente net (smart grid) med mulighed for at styre forbrug og produktion efter nettilstand.

Batterilagre er en ny teknologi, der kan hjælpe: store batterianlæg kan oplade når der er overskudsstrøm og levere strømmen tilbage, når der er mangel. Dermed kan batterier aflaste og balancere elnettet og reducere risikoen for kritiske flaskehalse. Under de rette rammer kan batterier både agere fleksibelt forbrug (når de lades), regulerbar produktion (når de aflader), og bidrage til selve stabiliseringen af systemet. Danmark har set stigende interesse for at etablere store BESS-anlæg, netop for at udnytte prisudsvingene og levere systemydelser.

Det stiller dog også nye krav til nettet lokalt – et batteri på f.eks. 50 MW skal kunne både trække og levere store effekter, hvilket kræver kapacitet i det lokale elnet, som netselskabet måske skal forstærke. Overordnet er det klart, at et grønt, decentralt elnet er mere komplekst at drive: flere aktører og enheder skal koordineres, og nettet skal både undgå overbelastning lokalt og opretholde landsdækkende balance i realtid.

Regulatoriske rammer og tilladelser – fra lovgivning til praksis

For nye aktører, der vil ind på elmarkedet – hvad end det er som elproducent, batterilager-ejer eller elhandelsvirksomhed – kan det danske regulatoriske landskab være udfordrende. Her gives et overblik over de vigtigste regler, myndigheder og procedurer, der gælder:

• Energistyrelsen og lovgivningen: Energistyrelsen (under Klima-, Energi- og Forsyningsministeriet) er den centrale myndighed for energisektoren. Efter elforsyningsloven kræves der forudgående tilladelse fra Energistyrelsen for at etablere nye elproduktionsanlæg eller foretage væsentlige ændringer af bestående anlæg. Dette gælder især større anlæg: anlæg over 25 MW må kun opføres og drives efter opnået tilladelse (produktionsbevilling) fra Energistyrelsen.
  
  Mindre anlæg er undtaget fra kravet – fx kræver elproduktionsanlæg under 5 MW ingen tilladelse, og vindmøller/solceller under visse størrelser (typisk ≤ 25 MW for VE) kan etableres uden egentlig bevilling, om end de skal anmeldes efter reglerne. Energistyrelsen udsteder bekendtgørelser, der præciserer betingelser og procedurer for tilladelser; eksempelvis “Bekendtgørelse nr. 548 af 29/05/2024” (også kaldet Kraftværksbekendtgørelsen), der netop fastsætter kravene for nye elproduktionsanlæg.
  I praksis betyder det, at en virksomhed med planer om f.eks. at bygge en vindmøllepark >25 MW først skal indsende en ansøgning med dokumentation for teknisk og økonomisk kapacitet m.v. til Energistyrelsen. Når vilkårene (fx miljøhensyn, forsyningssikkerhed, finansiel soliditet) er opfyldt, har ansøger ret til at få tilladelsen – ofte med visse betingelser knyttet (fx krav om nettilslutning inden for en tidsfrist).
  
• Lokal planlægning og miljøtilladelser: Udover Energistyrelsens etableringstilladelse skal nye anlæg overholde anden lovgivning. Planloven kræver lokalplan og evt. kommuneplantillæg for større energianlæg på land, hvilket kommunalbestyrelsen håndterer. Et vindmølle- eller solcelleprojekt vil typisk kræve en VVM-redegørelse (vurdering af virkning på miljøet) efter miljølovgivningen, administreret af kommunen eller Miljøstyrelsen afhængigt af projektets størrelse. Også andre myndigheder kan spille ind: Kystdirektoratet hvis anlægget påvirker kystzonen, Trafikstyrelsen hvis det er tæt på lufthavne (vindmøllers højde kan være relevant), Forsvaret hvis det kan påvirke radar mv.
  
  Sagsbehandlingen kan således involvere en lang række instanser – en officiel arbejdsgruppe har kortlagt, at et typisk el-infrastrukturprojekt potentielt skal igennem over 20 forskellige myndigheder og aktører undervejs. I Boks 1 fra en rapport om netudbygning listes bl.a. kommuner, Energistyrelsen, flere ministerier og styrelser (miljø, plan, forsvar, transport m.fl.), lokale lodsejere, borgere, netvirksomheder, m.v. som involverede parter. Dette “spindelvæv af aktører” gør processen kompleks og tidskrævende. Myndighederne selv kan have svært ved at følge med det stigende sagspres, og de mange særskilte tilladelser skaber ofte sekventielle forløb, der trækker ud. Udfordringen for nye aktører er derfor at navigere denne jungle af krav: man skal både have Energistyrelsens energitilladelse, lokal planmæssig godkendelse, miljøgodkendelser, nettilslutningsaftale med netselskabet, osv., før projektet kan realiseres.
  
• Nettilslutning og Energinet: Enhver ny producent eller stort forbrug (herunder batterianlæg) skal indgå en nettilslutningsaftale. For anlæg der skal på transmissionsnettet (400/150 kV) er det med Energinet som TSO, mens mindre anlæg kobles på distributionsnettet via det lokale netselskab (DSO). Nettilslutning kan indebære betaling af tilslutningsbidrag og eventuelt finansiering af nødvendige netforstærkninger. Forsyningstilsynet (den uafhængige regulator) fører tilsyn med, at betingelser for nettilslutning er rimelige og ikke diskriminerende. Fx skal netselskaber offentliggøre standardvilkår og priser for tilslutning, som Forsyningstilsynet kan godkende.
  
  Nettilslutningstiden er blevet et varmt emne, da køen af projekter er lang. Energinet melder om markant stigende antal tilslutningsanmodninger – både fra nye solcelleparker, vindmøller, PtX-anlæg og batterier. I 2024 var antallet af sager hos blot tre store netselskaber (N1, Cerius, Radius) allerede 81.000 inden årets udgang, mod ca. 56.000 i hele 2021. Denne stigning overrumpler både selskaber og myndigheder. Nye aktører kan derfor opleve, at selv efter man har alle andre tilladelser på plads, kan der være flere års ventetid på fysisk nettilslutning hvis store netforstærkninger er nødvendige. I nogle tilfælde har projekter måttet sænke deres planlagte effekt eller finde alternative løsninger (fx direkte linjer mellem produktion og forbrug) for at komme udenom proppede net.
  
• Forsyningstilsynet og markedsregler: Forsyningstilsynet (DUR – Danish Utility Regulator) er vagthund for energimarkederne. Nye elhandelsvirksomheder (strømsælgere) skal ikke have en egentlig bevilling, men de skal registreres i DataHub og overholde en række krav til kundehåndtering, prisinformation osv. Forsyningstilsynet fører tilsyn med, at elhandelsvirksomheder opfylder deres leveringspligt og beskytter forbrugerne jf. elforsyningslovens bestemmelser. Fx har tilsynet for nylig måtte indskærpe reglerne og sanktionere nogle elhandelsfirmaer, der ikke gav tilstrækkelig transparent prisinformation. For nye aktører på handelssiden kan et volatilt marked være risikabelt – de skal stille økonomisk sikkerhed for at handle på elbørsen og kan komme i klemme ved ekstreme prisudsving, hvis de ikke har afdækket deres positioner. Vi har set eksempler i Europa på små el-leverandører, der gik konkurs under energikriser pga. manglende kapitalberedskab; danske regler forsøger at modvirke dette bl.a. gennem krav om balanceansvar og afregning. En elhandler skal enten selv være balanceansvarlig eller alliere sig med en balanceansvarlig aktør (typisk en større handelsvirksomhed eller producent). Balanceansvaret betyder økonomisk ansvar for afvigelser mellem prognose og faktisk forbrug/produktion, og ubalancer afregnes på time- (snart kvarters-)basis. Dette skaber en indbygget disciplinering: aktører, der ikke kan planlægge præcist, bliver mødt med ubalanceomkostninger, hvilket nye aktører må have forretningsmodellen til at håndtere.
  
• Andre regler og incitamenter: Danske regler har også indeholdt krav for at sikre lokal accept af VE-projekter. Fx fandtes køberetsordningen, der forpligtede vindmølle- og solcelleopstillere til at tilbyde lokale borgere at købe mindst 20 % af ejerandelene i projektet. Formålet var at øge lokal opbakning ved at lade borgerne få del i udbyttet. Ordningen er siden justeret/ophævet (per 2020) for at forenkle processen, men det illustrerer, at lovgiver har søgt balance mellem grøn omstilling og lokale interesser.
  
  Ligeledes eksisterer en værditabsordning, hvor naboer til nye vindmøller kan få erstatning for evt. værditab på deres ejendom, samt en Grøn pulje til gavn for lokalsamfundet. Disse mekanismer betyder ekstra opgaver for en ny projektudvikler: man skal håndtere borgerinddragelse og kompensation, hvilket kan være afgørende for at undgå lokale klager og klagesager, der ellers kan forsinke projektet betydeligt.

Som det fremgår, er indgangsbarriererne på det danske elmarked til at tage og føle på: omfattende planlægnings- og godkendelsesforløb, flere myndigheder at danse med, og et hav af forskrifter (tekniske standarder fra Energinet, miljøkrav, EU-regler m.v.) at efterleve. Dog arbejder myndighederne på at strømline processerne. I 2023-24 er der iværksat initiativer for hurtigere netudbygning og enklere sagsbehandling – fx bedre koordinering mellem myndigheder, digitale systemer til ansøgninger, og politiske aftaler om at sidestille el-infrastruktur med anden kritisk infrastruktur for at lette ekspropriation og tilladelser. For nye aktører gælder det om at være grundigt forberedt juridisk og teknisk, og ofte alliere sig med erfarne partnere eller konsulenter, for at navigere reglerne succesfuldt.

Udfordringer for nye aktører på elmarkedet

Med ovenstående rammer på plads kan vi se på konkrete udfordringer, som forskellige typer af nye aktører oplever i praksis:

• Nye VE-producenter (vind/sol): Udfordringen starter ofte med projektering og tilladelser, hvor lokal modstand og bureaukrati kan trække processen i langdrag. Selv efter opnået byggetilladelse og energitilladelse skal projektudvikleren sikre sig en plads i elnettet – hvilket som nævnt kan betyde ventetid eller investering i netforstærkning. Økonomisk er de svingende elpriser også et vilkår: Uden faste subsidier (mange nye projekter etableres i dag kommercielt eller via teknologineutrale udbud med lav støtte) skal VE-anlæg tjene deres indtægt på markedet. Det betyder, at projekterne skal kunne leve med perioder af lave eller endda negative priser. Mange sikrer finansiering via PPA-aftaler (strøm-købsaftaler) med store virksomheder for at få en mere stabil indtægt. En anden udfordring er balancering – vind- og solproducenter må enten købe balanceringsydelser eller samarbejde med andre om at håndtere prognosefejl, så de ikke straffes hårdt på ubalancemarkedet. Desuden er der tekniske tilslutningskrav: Energinet har tekniske forskrifter (grid codes) som alle anlæg skal overholde for at understøtte netdriften (f.eks. krav om spændingsregulering, nødstopp, levere kortslutningseffekt m.v.). For en mindre aktør kan det være svært og dyrt at opfylde alle disse – men de er nødvendige for at sikre systemstabilitet.
  
• Batterilagringsprojekter (BESS): Batterier er relativt nye aktører, og de passer ikke helt ind i de traditionelle kasser af “forbruger” eller “producent”. Reguleringen er ved at blive tilpasset, men der har været usikkerheder om f.eks. tarifering: Skal et batteri betale fuld nettarif og afgift både når det lader og igen når det leverer strømmen (dobbelt betaling)? EU-regler har pålagt landene at undgå sådan dobbelt-tarifering af lagring, og Danmark har arbejdet på implementering heraf. Alligevel skal et stort batteri typisk registreres både som forbrugsinstallation og produktionsanlæg i Energinets DataHub og hos netselskabet, hvilket gør administrative processer mere indviklede. Et andet punkt er markedsadgang: batterier ønsker at deltage i frekvensregulering, kapacitetsmarkeder osv. – her er det vigtigt, at markedernes design (f.eks. budstørrelser, produktvarigheder) tilpasses, så også batterier kan byde ind. Teknisk skal batterier naturligvis opfylde Energinets tekniske forskrifter for batterianlæg (fx TF 3.3.1), og de skal kunne kommunikere med TSO’en for aktivering af ydelser. Udfordringen for en ny batteri-aktør er at skabe en forretningscase i et marked under forandring: indtægter skal typisk komme fra flere kilder – spotmarked arbitrage, frekvensreserver, spændingsregulering eller andre systemydelser – og regelsættet for hver af disse kan ændre sig over projektets levetid. Myndighederne anerkender dog batteriers potentiale, og fx peger Dansk Center for Energilagring i en 2024-rapport på, at batterier bør ligestilles med andre lagringsteknologier politisk og støttemæssigt, fordi de kan levere fleksibilitet og øge elsystemets robusthed. At få den politiske opmærksomhed og sikre stabile rammevilkår (evt. investeringsstøtte, hurtig sagsbehandling) er således en meta-udfordring for sektoren.
  
• Elhandelsvirksomheder og nye tjenester: For nye elhandelsvirksomheder (strømleverandører) er markedet præget af hård konkurrence og tynde avancer, især efter fuld liberalisering. Kundefastholdelse kræver ofte innovative produkter – fx grønne strømabonnementer, prisgarantier eller fleksible aftaler. Volatiliteten i priserne gør det risikabelt at love kunderne fast pris for lang tid, medmindre man sikrer sig på terminsmarkedet. Kapitalkravene til at handle strøm kan være betydelige: Nord Pool og Energinet kræver sikkerhedsstillelse for at dække ubalancebetalinger og handelsafregning. En række udenlandske småleverandører er bukket under under de seneste års prischok – i Danmark har vi undgået de store kollapser, men der har været tilfælde hvor kunder måtte overtages af leveringspligtige selskaber (sidste-instans-forsyning) fordi en elhandler opgav markedet. Forsyningstilsynet holder øje med, at alle elhandlere til enhver tid har en aftale om balanceansvar og at de informerer kunderne korrekt om priser og vilkår.
  
  Nye aktører som aggregatorer (der samler fleksibelt forbrug/produktion og sælger det på markederne) er også på vej ind – her er udfordringen at få på plads et velfungerende regelsæt for uafhængige aggregators adgang til forbrugernes målere og data uden at gå via det traditionelle elhandelsselskab. Danmark implementerer EU’s elmarkedsdirektiv, som åbner for denne rolle, men det kræver justering af DataHub, markedsmodeller og afregningspraksis. For en iværksætter med en smart fleksibilitetsløsning kan det regulatoriske setup således være en hæmsko, hvis ikke det er gearet til nye forretningsmodeller. Heldigvis er der pilotprojekter og regulatoriske sandkasser i gang for f.eks. fleksibelt elforbrug og tidsvariable tariffer, som forhåbentlig baner vej for nye aktører med fokus på efterspørgselsflexibilitet.

Sammenfattende er billedet, at nye aktører møder både praktiske og strukturelle barrierer: Praktisk i form af lange sagsbehandlingstider, netbegrænsninger, kapital- og kompetencekrav; strukturelt i form af markedsvilkår præget af volatilitet og et regelværk under løbende forandring. Alligevel byder det danske elmarked på betydelige muligheder for dem, der kan navigere udfordringerne – ikke mindst fordi det grønne skifte kræver nye løsninger, og reguleringen gradvist tilpasses for at lukke flere aktører ind.

Regulering mod et grønnere, men stabilt elmarked

Den danske regulering er i disse år fokuseret på at balancere to hensyn: vi skal have et grønnere elnet med mere vedvarende energi, men samtidig skal elmarkedet forblive stabilt og velfungerende trods de nye udsving. Flere initiativer er sat i værk for at imødekomme dette:

• Kortere afregningsperioder (15-minutterspriser): Et af de mest gennemgribende tiltag er overgangen fra timeafregning til 15-minutters afregning på elmarkedet. Fra første kvartal 2025 forventes hele markedet – lige fra engrosbørsen til detaljeleddet – at gå over til 15-minutters perioder. Målet er at reducere ubalancer, øge fleksibiliteten og imødekomme den stigende mængde sol- og vindenergi. Med kortere tidsopløsning bliver prisdannelsen mere præcis: hvert kvarter får sin egen pris, som i højere grad afspejler den faktiske udbuds/efterspørgsels-situation. Det skaber incitament for alle aktører til at reagere hurtigere – fx kan elkunder spare penge ved at flytte forbrug væk fra dyre kvarterer til billigere, og producenter belønnes for hurtig reaktion på ændringer. Samtidig mindskes behovet for brændselstunge reserver, da planerne rammer tættere på virkeligheden. Energinets DataHub er forberedt til 15 min-afregning, og de nordiske lande koordinerer skiftet. Overgangen har krævet udrulning af nye fjernaflæste elmålere hos forbrugerne og opgraderinger af it-systemer hos netselskaber og elhandlere. Selvom det er en kompleks omstilling, er forventningen, at det på sigt giver et mere stabilt elnet og bedre integration af VE.
  
• Styrkede markeder for fleksibilitet og reserver: Reguleringen understøtter udviklingen af nye markeder, hvor fleksibilitet kan handles. Energinet har indført nye typer af systemydelser (f.eks. automatiske reserver med 5-15 min aktiveringstid) og åbnet for, at mindre enheder via aggregators kan deltage. Forsyningstilsynet og Energistyrelsen har kørt forsøgsordninger med lokale fleksmarkeder, fx hvor et netselskab kan betale elbil-ejere for at reducere forbrug ved lokal kapacitetsmangel i nettet. Desuden ses på tarifstrukturer: Fra 2023 indførte alle netselskaber tidsvariabel tarifiering for at incitere til forbrug uden for spidslast, og man overvejer mere geografisk differentierede tariffer for at aflaste trængte netområder. EU’s kommende elmarkedsreform (forventet implementeret i 2025-2026) fokuserer også på at fremme langtidskontrakter (CfD’er, PPA’er) og nye fleksibilitetsmarkeder – Danmark deltager aktivt i dette arbejde gennem ACER og regionale samarbejder.
• Større international kapacitet og nødforsyning: For at håndtere udsvingene satser Danmark på fortsat udbygning af elkabler til nabolande. Nye interconnectors (som Viking Link til Storbritannien, der snart idriftsættes) øger mulighed for at eksportere overskudsstrøm ud og importere i knappe situationer. Dermed kan prisudsvingene dæmpes, da et overskud i Danmark kan afsættes på et større marked. Dog kan nabolandenes lignende omstilling betyde, at hele regionen oplever vindstille på samme tid – her har EU’s elberedskabssamarbejde og regelværk betydning, så landene hjælper hinanden ved mangel. På nationalt plan opdateres elforsyningssikkerhedsberedskabet også: der laves planer for lastfordeling, hvis vi skulle komme i en kritisk effektmangel-situation en kold vinterdag. Myndighederne pointerer dog, at risikoen for deciderede strømafbrydelser pga. VE-udsving fortsat er meget lav i Danmark – netop fordi man holder igen på at tilslutte mere, end systemet kan bære. Reguleringen forsøger her at balancere ambitioner og realiteter: det skal gå hurtigt med grøn strøm, men ikke hurtigere end at forsyningssikkerheden kan følge med.
  
• Forbrugerbeskyttelse og incitamenter: Med de mere komplekse priser og potentiale for volatilitet er der også fokus på forbrugerne. Et vigtigt princip i dansk og EU-regulering er, at forbrugerne skal have mulighed for at drage fordel af det grønne marked. Det vil sige adgang til dynamiske elpriser, hvor husholdninger kan vælge time-/kvartersafregnede produkter og dermed få billig strøm når udbuddet er højt. Allerede i dag udbyder mange elselskaber sådanne produkter via DataHub.
  
  For at beskytte mindre kunder mod overlast har man dog opretholdt standardtilbud med variabel pris, der udjævnes over længere perioder, hvis kunderne ønsker mere forudsigelighed. Forsyningstilsynet fører tilsyn med, at markedsføring af elprodukter er gennemsigtig, så forbrugerne forstår risikoen ved fx en spotpris-kontrakt (hvor man får prisens fulde udsving). Samtidig køres oplysningskampagner om energibesparelser og lastforskydning – fx at flytte noget forbrug til natten eller blæsende timer. Reguleringen anerkender, at et prisfleksibelt elforbrug kan være en gevinst for forbrugerne i form af lavere elpriser og forbedret forsyningssikkerhed, men også at ikke alle forbrugere har lige let ved at udnytte det.
  
  Derfor er der krav om udrulning af smart home-teknologier og fleksibel afregning, men også en bund under (fx sociale tiltag hvis elregningen bliver ubærlig for økonomisk svage familier). For virksomheder, især el-intensive, er hedging og fleksibilitet blevet kerneord: mange større virksomheder indgår enten faste prisaftaler eller investerer i egenproduktion (solceller på taget, vindandel) for at beskytte sig mod prisvolatilitet. Samtidig åbner volatiliteten også nye forretningsmuligheder for dem – f.eks. at tjene på at stille nødgeneratorer eller UPS-anlæg til rådighed som reserve til nettet, eller deltage i balancemarkedet via aggregators.

Konsekvenser for danske forbrugere

De beskrevne udviklinger påvirker i høj grad forbrugerne – både private husholdninger og virksomheder. For husholdningerne betyder det grønne og volatile elmarked, at ens elregning kan variere mere fra måned til måned. Hvor man tidligere måske havde en fastpris-kontrakt eller stabile priser, oplever flere nu timer med ekstremt billig strøm (som gavner ejere af fx elbiler eller varmepumper, der kan køre ekstra i de timer) og timer hvor prisen skyder i vejret (f.eks. en kold vindstille aften). For den aktive forbruger giver dette mulighed for besparelser: har man fleksibilitet, kan man bruge strøm når den er rigelig og billig.

Men for sårbare forbrugere eller dem uden fleksible apparater kan de høje priser være problematiske – især hvis de rammer basisbehov som opvarmning. Myndighederne har i den forbindelse styrket energirådgivning og økonomisk støtte til energieffektivisering, så forbrugerne bedre kan håndtere situationen. Desuden diskuteres modeller som “peak pricing”-rabatter for dem der aflaster systemet, eller abonnementsløsninger hvor man til en vis grad forsikres mod udsving mod en fast betaling.

For erhvervslivet er konsekvenserne todelte. Nogle virksomheder ser store elprisudsving som en risiko for deres drift og konkurrenceevne – særligt elintensive industrier som metal, kemi, datacentre m.fl. Her bliver energistyring og brug af finansielle kontrakter afgørende. Fx køber mange større virksomheder el via forward-kontrakter eller deltager på elmarkedet gennem en energihandler, der sikrer dem mere stabile omkostninger.

Samtidig er der en voksende interesse for Corporate Power Purchase Agreements (PPA), hvor virksomheder indgår direkte køb af grøn strøm fra et bestemt anlæg til en fast pris over mange år – det giver budgetstabilitet og grønt image på én gang. På den anden side er der også virksomheder, der vender udviklingen til en fordel: fleksible produktionsanlæg kan drosle ned produktionen i timer med høj elpris og øge den i billige timer, således at energikostnaden optimeres. Nogle virksomhedssektorer tjener ligefrem på at levere ydelser til elsystemet – f.eks. reservekraftleverandører, eller agro-industri med egne biogasanlæg der kan op- og nedreguleres efter behov.

Overordnet set forventer Danmarks Nationalbank, at de større udsving i energipriser kan have makroøkonomiske effekter, bl.a. på inflationen. Forbrugerne mærkede tydeligt energiprisernes indvirkning på den generelle prisudvikling i kølvandet på krigen i Ukraine, og lignende effekter kan opstå fremover i kolde eller vindfattige år. Det skærper behovet for god information og politiske værn mod energifattigdom, såvel som incitamenter til at de brede forbrugergrupper kan investere i fleksibilitet (fx tilskud til varmepumper med smartstyring, støtte til batterier i boliger osv.).

Hvad kan vi gøre?

Danmarks elmarked står i spændingsfeltet mellem grøn omstilling og systemstabilitet. Den stigende elprisvolatilitet er en naturlig følge af, at sol- og vindenergi nu dominerer elforsyningen – vi bytter brændselsprisernes forudsigelighed ud med vindens og solens luner. Det medfører tekniske udfordringer i elnettet som kræver store investeringer og ny teknologi for at løse, samt udfordrer de eksisterende markeds- og reguleringsstrukturer. Nye aktører møder et reguleringsmiljø, der på én gang prøver at fremme innovation og konkurrence, men som også er komplekst og under forandring. Myndighederne – Energistyrelsen, Forsyningstilsynet, Energinet m.fl. – spiller her en afgørende rolle i at opdatere reglerne, strømline processerne og sikre fair vilkår for alle parter, gamle som nye.

Perspektivet for fremtiden er, at volatiliteten næppe forsvinder; snarere kan den tiltage, men at vi gennem klog regulering og fleksibel teknologi kan vende det til noget positivt. Et mere fintmasket prismarked (kvartersafregning) og aktive forbrugere/prosumere kan gøre elsystemet mere robust. Danske forbrugere vil i stigende grad blive aktive medspillere i energisystemet – fra husstanden, der lader elbilen når vinden blæser, til virksomheden, der leverer reguleringsydelser. Reguleringens opgave er at sørge for, at denne overgang sker gnidningsfrit og retfærdigt: At der både er incitament til grøn adfærd og beskyttelse mod urimelige konsekvenser. Danmark har tradition for høj forsyningssikkerhed og samfundsøkonomisk fornuft i energisektoren, og det skal bevares, selvom vi bevæger os ind i en mere uforudsigelig energiverden. Som Nationalbanken noterede, skærper de større energiprisudsving kravene til alle – fra centralbanker til forbrugere – men med de rette tiltag kan vi sikre, at elmarkedet forbliver en katalysator for grøn omstilling uden at svigte sin stabilitetsforpligtelse.

Kilder: Denne artikel bygger på en række danske love, bekendtgørelser og myndighedsrapporter. Centrale kilder inkluderer Elforsyningsloven og bekendtgørelser udstedt af Energistyrelsen (f.eks. bekendtgørelse nr. 548/2024 om tilladelse til elproduktionsanlæg), Energinets Redegørelse for elforsyningssikkerhed 2024 (tal for VE-andel og systemomkostninger), Nationalbankens analyse “Danmark risikerer en periode med større udsving i energipriser” (scenarier for prisvolatilitet), samt NEKST-rapporten “Hurtigere udbygning af elnettet” (myndighedsprocesser). Endvidere er oplysninger fra Forsyningstilsynet, Energistyrelsens energistatistik og brancheanalyser inddraget for at give et faktabaseret overblik. Disse kilder fremgår løbende i teksten og udgør tilsammen et opdateret billede af situationen pr. 2025.

Kilde: jesper christiansen, greenfoss.dk samt ovenstående kilder.
Copyright: Ⓒ 2025 Copyright by greenfoss denmark a/s, – kan deles ved aktivt link til denne artikel?
Fotokredit: stock.adobe.com og/eller Greenfoss
Tags: #elmarked, #bess, #vedvarendeenergi, #solpaneler, #batterilagring, osv.