dansk elforsyning statistik I 2006

dansk elforsyning 

statistik I 2006

I n d h o l d 

dansk elforsyning 

statistik I 2006 

Forord ■ 3 

Elforbrug ■ 5 

Elpriser ■ 23 

Koncernregnskaber ■ 3 

Produktionsselskaber ■ 37 

Transmissions- og distributionsselskaber ■ 6 

Handel ■ 83 

Systemansvar ■ 9 

Funktionalitet af detailmarkedet for el ■ 95 

DANSK ELFORSYNING · STATISTIK 2006

2 

Kabellægning og landskab

Forord 

Dansk Elforsyning Statistik 2006 har til formål at brin- 

ge indbyrdes sammenlignelige opgørelser, som kan 

belyse den seneste udvikling i dansk elforsyning. 

Publikationen tager udgangspunkt i den sel- 

skabsregulering, der indførtes fra 1. januar 2000 som 

et led i en stor ellovsreform. Fra år 2000 og frem til i 

dag har elselskaberne omstillet sig fra at være mono- 

polvirksomheder til at fungere som serviceoriente- 

rede og konkurrencebaserede koncerner. 

For første gang indeholder denne publikation en 

økonomisk statistik, der afgrænser og beskriver hoved- 

tallene for koncerner, der ejes af elselskaberne. 

Strukturen på det danske elmarked i 2006 består 

i hovedtræk af følgende selskabstyper: 

❚ Centrale og større decentrale produktionsværker, 

der sælger el på markedsvilkår. 

❚ Vindkraftanlæg samt mindre decentrale og industri- 

elle kraftvarmeproducenter, som får politisk fastsatte 

priser for den producerede elektricitet. Disse pro- 

ducenters produktion sælges på det kommercielle 

spotmarked, men der udbetales en støtte svarende 

til forskellen mellem markedsprisen og den politisk 

fastsatte afregningspris. Støtten opkræves sammen 

med net- og transmissionstarifferne og udbetales til 

producenterne af Energinet.dk (systemansvaret). 

❚ Net- og transmissionsselskaber som først og frem- 

mest skal sikre den lokale tekniske forsyningssik- 

kerhed. Selskabernes indtægter for transport af 

strøm m.v. skal holdes inden for indtægtsrammer, 

der fastsættes af Energitilsynet. 

❚ Elhandelsselskaber som på kommercielle vilkår 

sælger el til kunder. Disse elhandelsselskaber kan 

også have bevilling til forsyningspligt (jævnfør 

nedenstående). 

❚ Elhandelsselskaber med forsyningspligt har en 

bevilling, der giver pligt til i et lokalt område 

at sælge el til forbrugere, som ikke gør brug af 

muligheden for at vælge en anden leverandør. 

Prisen for forsyningspligtproduktet reguleres af 

Energitilsynet. 

❚ Systemansvaret (Energinet.dk) har det overordnede 

ansvar for forsyningssikkerheden og for at sikre 

et velfungerende elsystem. Energinet.dk er dan- 

net ved fusion mellem Eltra, Elkraft System, Elkraft 

Transmission og Gastra i august 2005. 

Hertil kommer at elselskaber siden år 2000 i stigende 

grad har fået forretningsområder, der er organiseret i: 

❚ Selvstændige kommercielle selskaber inden for 

andre brancher end produktion, transport og salg 

af el. 

Talmaterialet i denne publikation er udarbejdet af 

Dansk Energi i perioden fra marts til juni 2007. 

Statistikkerne for 2006 er foreløbige og endelige 

opgørelser publiceres i december 2007. 

DANSK ELFORSYNING · STATISTIK 2006 3


Elforbrug 

Den foreløbige opgørelse af det samlede elsalg 

viser en stigning på 1,9 procent fra 2005 til 2006. 

Husholdningernes elforbrug stiger med 1,1 procent, 

elforbruget i industrien stiger 1,2 procent og forbruget 

i service og handel stiger med 3,1 procent. 

Gennem de seneste 15 år er det gennemsnit- 

lige elforbrug pr. indbygger steget svagt frem til 

1996. Siden er forbruget i det store hele stagneret. 

Stigningen fra 2005 til 2006 er den største i de seneste 

10 år. Den kan for næsten halvdelens vedkommende 

tilskrives stigningen i forbruget i service og handel. 

Men det har været tilfældet for hele tiårsperioden. 

Det er dog for tidligt at sige, om der er tale om en 

ny tendens til en mere generel stigning i elforbruget 

eller blot et tilfældigt udsving. 

Udviklingen i elforbruget bestemmes på lang sigt 

grundlæggende af: 

❚ Antallet af elforbrugende apparater og maskiner 

❚ I hvilket omfang apparaterne og maskinerne 

benyttes 

❚ Effektiviteten af de benyttede apparater og maskiner 

Udviklingen i elforbruget er sket samtidig med, at 

husholdningerne har fået flere og flere elapparater, 

og samtidig med, at realvæksten i økonomien har 

været større end væksten i elforbruget. 

Omvendt har energisparerådgivning samt det forhold, 

at elapparater og maskiner til stadighed bliver mere 

energieffektive gjort, at elforbruget reduceres. På 

det korte sigt, inden for det nærmeste år og endnu 

kortere, har energisparerådgivning samt teknologisk 

udvikling af mere energieffektive apparater ikke rigtig 

tid til at slå igennem. Her er det snarere fænomener 

så som temperaturudsving og kalenderforskydninger 

af søn- og helligdage, der er afgørende for elforbru- 

get udover erhvervslivets aktivitet. 


6 E l f o r b r u g 

Figur 1 

gennemsnitligt elforbrug pr. boligkunde 

Netselskaber 

Figur 1: Figuren viser boligkunders gemmensnitlige 

elforbrug opdelt på netselskaber. 

Områder med mange mindre boliger - for 

eksempel lejligheder og små fritidshuse - giver bety- 

deligt mindre gennemsnitsforbrug end områder med 

store energikrævende huse. 

0 1 000 2 000 3 000 4 000 5 000 6 000 kWh

Figur 2 

boligkunders andel af det samlede elforbrug 

Netselskaber 

Figur 2: Figuren viser boligkundernes andel af det 

samlede elforbrug - pr. netselskab. 

Omkring en tredjedel af hele det danske elfor- 

brug bruges af boligkunder. Spændet på figuren fra 

10 procent til 80 procent er derfor et udtryk for, at 

selskabernes forbrugersammensætning er meget for- 

skellig. Sammenlig også med figur 3, hvor industriens 

andel er opgjort pr. netselskab. 

0 20 

40 

60 

80 

100 Pct. 


8 

E l f o r b r u g 

Figur 3 

Industrikunders andel af det samlede elforbrug 

Netselskaber 

Figur 3: Figuren viser pr. netselskab hvor stor andel af 

det samlede elforbrug, som industrien står for. 

Andelen varierer meget. Mens der stort set ikke 

er industrielt elforbrug i nogle netselskabsområder, 

så er andelen omkring 60 procent i andre - ja, for et 

enkelt netselskab næsten 80 procent. 

Industrien tegner sig - i lighed med boligerne 

- for omkring en trediedel af det totale elforbrug i 

Danmark. 

0 10 

20 

30 

40 

50 

60 

70 

80 

pct.

Figur 4 

gennemsnitligt elforbrug pr. kunde i netområdet 

Netselskaber 

Figur 4: Denne figur viser for de enkelte netselska- 

ber forbruget af elektricitet pr. målepunkt (kunde). 

Variationen er stor, hvilket der er mange grunde til. 

Selskaber med få kunder, hvor enkelte af disse er 

meget strømforbrugende, findes til højre på figuren. 

Til venstre på kurven kan der godt findes sel- 

skaber, der transporterer meget elektricitet, men til 

kunder, der forbruger ganske lidt hver især. Dette er 

typisk for by-områder uden energikrævende industri. 

0 5 000 

10 000 

15 000 

20 000 

kWh 


0 


Figur 5 

gennemsnitligt elforbrug i boliger uden elvarme i netområdet 

Netselskaber 

Figur 5: Figuren viser det gennemsnitlige elforbrug i 

boliger uden elvarme pr. netselskab. 

Antallet af boligkunder, der har elvarme, er mar- 

kant mindre end kunder uden elvarme. Det er således 

langt den største del af boligerne figuren omhandler. 

Variationen afspejler forskelle i boligbestandens sam- 

mensætning fra netselskab til netselskab. 

Gennemsnitsforbrug inden for intervallet 2500 

til 4500 kWh er repræsenteret af over 80 procent af 

netselskaberne. Det gennemsnitlige elforbrug pr. 

bolig for hele landet ligger på omkring 3500 kWh. 

0 1 000 

2 000 

3 000 

4 000 

5 000 

6 000 

7 000 8 000 

kWh

Figur 6 

Ændringer i transport af el i forhold til seneste år 

Netselskaber 

Figur 6: Figuren viser pr. netselskab 

ændringerne i transport af el fra 2005 til 

2006. ”Transport af el” er den mængde 

el, som leveres over nettet til forbruger- 

ne, og altså i princippet det vi normalt 

kalder ”elforbrug”. 

Samlet for hele landet stiger 

transporten af el til forbrugerne med 

knap 2 procent. Men som figuren viser, 

er der store forskelle fra netselskab til 

netselskab – og der ses både stigninger 

og fald. De netselskaber, der udviser de 

største ændringer, er typisk små selska- 

ber, hvor lokale forhold i løbet af året 

har haft stor indflydelse på elforbruget. 

Det kan f.eks. være oprettelse eller 

nedlæggelse af en større erhvervsvirk- 

somhed. 

Som det kan ses i denne publika- 

tions tabel 2 er der betydelige forskelle 

i forbrugsudviklingen for de forskel- 

lige forbrugerkategorier. Forskellene i 

forbrugsudviklingen for de forskellige 

netselskabers områder afspejler i høj 

grad forskelle i andelene af de for- 

skellige forbrugerkategorier i området. 

Yderligere vil lokale ændringer i form 

af tilgang af nye forbrugere ved nybyg- 

geri o.l. 

-50 -40 -30 -20 -10 

0 10 20 30 40 50 

DANSK ELFORSYNING · STATISTIK 2006 

Pct.

2 E l f o r b r u g 

Figur 7 

gennemsnitligt elforbrug pr. indbygger i danmark 

kWh/indb. 

7 500 

7 000 

6 500 

6 000 

5 500 

1989 1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 

Figur 7: Det gennemsnitlige årlige elforbrug pr. indbyg- 

ger steg for landet som helhed knap 2 procent fra 2005 

til 2006. 

Niveauet for det gennemsnitlige elforbrug pr. ind- 

bygger ligger i 2006 på godt 6.500 kWh pr. år. Vest for 

Storebælt er niveauet knap 9 procent højere og øst for 

Storebælt er niveauet omkring 10 procent lavere end lan- 

det som helhed. 

Figuren viser generelt, at elforbruget pr. indbygger 

ikke er ændret væsentligt siden 1996. Der er dog en stig- 

ning fra 2005 til 2006 – især vest for Storebælt. Som nævnt 

i indledningen til dette kapitel er det for tidligt at sige, om 

dette er en ændret tendens eller et tilfældigt udsving. 

Vest for Storebælt 

Øst for Storebælt 

Hele landet

Tabel 1 

udviklingen i elforbrugets sammensætning 1997-2006 

Tabel 1: Tabellen viser, at det samlede elforbrug i tiårs- 

perioden 1997-2006 er steget 5,7 procent. Elforbruget i 

boliger, landbrug og gartneri har lave stigningsprocenter i 

perioden. Den begrænsede stigning må ses i sammenhæng 

med konvertering fra elvarme til andre opvarmningskilder 

og stadig mere energieffektive husholdningsapparater. 

1997 2006 stigning 

forbrug 1) % af total forbrug 1) % af total 1997-2006 

gWh % gWh % % 

Boliger 9 677 29,9 9 947 29,0 2,8 

Landbrug, gartneri 2 596 8,0 2 588 7,6 - 0,3 

Industri 9 840 30,4 9 885 28,9 0,5 

Handel og service 5 586 17,2 6 492 19,0 16,2 

Offentlige virksomheder 3 930 12,1 4 446 13,0 13,1 

Vejbelysning 387 1,2 370 1,1 - 4,4 

Jernbaner og øvrig transport m.v. 384 1,2 515 1,5 34,3 

Samlet forbrug 32 399 100,0 34 244 100,0 5,7 

1) Eksklusive periodeforskydninger 

Erhvervsgruppernes forbrug i samme periode viser store 

variationer erhvervene imellem. Handel og service har 

således forøget forbruget med 16 procent. Industriens 

elforbrug er stort set uændret trods stigning i vareproduk- 

tionen. Det offentliges elforbrug er steget med 13 procent. 



Tabel 2 

Transport af el fordelt på kategorier i 2005 og 2006 samt antal målepunkter (forbrugere) i 2006 

Tabel 2: Den foreløbige opgørelse af det samlede elsalg 

stiger 1,9 procent fra 2005 til 2006. Det samlede ”el til 

rådighed” viser en anelse større stigning nemlig 2,1 pro- 

cent. Forskellen synes bl.a. at skyldes mindre forskydnin- 

ger i nogle elselskabers årsopgørelser, og forskydninger i 

2005 2006 2006 2006 

kategoriopdeling transport af el transport af el stigning antal målepunkter 

Boliger 

lejligheder i flerfamiliehuse 

gWh gWh % (forbrugere) 

111 Uden elvarme 1 891 1 940 2,6 975,6 

112 Med elvarme 86 87 0,1 16,3 

119 Fællesforbrug 662 643 -2,9 67,5 

I alt 2 640 2 670 1,1 1 059,4 

Parcel-, række-, kæde og dobbelthuse 

121 Uden elvarme 5 260 5 355 1,8 1 312,7 

122 Med elvarme 1 181 1 157 -2,0 118,2 

123 Med varmepumpe 74 74 0,1 6,6 

130 Fritidshuse 684 691 1,1 230,8 

I alt 7 199 7 278 1,1 1 668,3 

Boliger, i alt 9 838 9 947 1,1 2 727,7 

landBrug og gartneri 

landbrug 

211 Uden elvarme 1 961 2 004 2,2 118,4 

212 Med elvarme 227 223 -1,8 8,6 

215 Vandingsanlæg 54 69 29,5 5,4 

I alt 2 242 2 297 2,4 132,4 

gartneri 

220 271 292 7,6 3,4 

landbrug og gartneri, i alt 2 513 2 588 3,0 135,8 

industri 

310 Nærings- og nydelsesmiddelindustri 2 480 2 505 1,0 5,1 

320 Tekstil-, beklædnings- og læderindustri 208 211 1,4 2,0 

330 Træindustri 312 369 18,1 2,7 

340 Papir- og grafisk industri 630 635 0,8 3,6 

350 Kemisk industri m.m. 2 397 2 441 1,8 2,5 

360 Sten-, ler- og glasindustri 926 962 4,0 2,4 

370 Jern- og metalværker 316 251 -20,8 0,9 

381 Støberier 262 261 -0,1 0,9 

382 Jern- og metalindustri 1 730 1 780 2,9 9,8 

390 Øvrige 507 470 -7,3 2,5 

industri, i alt 9 767 9 884 1,2 32,4 

egenproducenters salgsandel til nettet kan også påvirke 

den angivne udvikling for de enkelte forbrugskategorier. 

Det har indtil videre ikke været muligt at korrigere det 

kategorifordelte salg for disse forhold.

Elforbruget i industrien stiger godt 1 procent i forhold til 

år 2005. De to mest elforbrugende industrier er nærings- 

og nydelsesmiddelindustrien samt den kemiske industri. 

Forbrugsudviklingen fordelt på de enkelte brancher inden- 

for handels- og serviceerhvervene bør fortolkes med en vis 

2005 2006 2006 2006 

kategoriopdeling transport af el transport af el stigning antal målepunkter 

Handel, service, offentlige foretagender m.v. 

Bygge- og anlægsvirksomhed 

gWh gWh % (forbrugere) 

410 354 378 6,6 22,2 

detail- og engroshandel 

421 Detailhandel 2 108 2 160 2,5 52,0 

422 Engroshandel og køle-/frysehuse 1 138 1 156 1,6 17,2 

I alt 3 247 3 316 2,1 69,2 

service- og forlystelsesvirksomhed 

431 Restaurations- og hotelvirksomhed 709 729 2,9 15,1 

432 Bank- og forsikringsvirksomhed samt forretningsservice 935 998 6,8 27,7 

433 Kulturelle aktiviteter og husholdningsservice 1 007 1 072 6,4 44,5 

I alt 2 650 2 798 5,6 87,3 

offentlige foretagender o.l. 

441 El-, gas-, varme og vandforsyning 758 775 2,2 15,2 

442 Kloak- og renovationsvæsen samt rensningsanlæg 576 553 -4,1 13,1 

443 Undervisning og forskning 834 847 1,6 8,9 

444 Sundheds- og veterinærvæsen 494 508 2,7 6,9 

445 Sociale institutioner samt foreninger 571 590 3,4 21,9 

446 Postvæsen og telekommunikation 434 464 7,0 19,5 

447 Offentlig administration 692 710 2,5 16,2 

I alt 4 360 4 446 2,0 101,7 

Handel, service, offentlige foretagender m.v., i alt 10 611 10 938 3,1 280,4 

andre forBrugere 

450 Gade- og vejbelysning 370 370 0,0 18,7 

461 Jernbaner 375 376 0,1 1,1 

462 Øvrig transport 129 139 7,8 0,8 

andre forbrugere, i alt 875 885 1,2 20,6 

Periode forskydninger - 2 0,0 

samlet salg 33 604 34 242 1,9 3 196,9 

nettab m.v. 1 414 1 508 6,6 . 

til rådighed jf. tabel 8 35 018 35 750 2,1 

forsigtighed. Udviklingen kan være påvirket af ændringer 

i elselskabernes branche-gruppering. Det samlede forbrug 

for denne kategori stiger med 3 procent. Boligkunderne 

øger elforbruget 1 procent i forhold til år 2005. 


6 


Tabel 3 

gennemsnitligt elforbrug pr. bolig 


kWh kWh % 

Lejligheder Uden elvarme 1 995 1 989 -0,3 

Med elvarme 5 434 5 307 -2,3 

Parcelhuse Uden elvarme 4 067 4 079 0,3 

Med elvarme 9 964 9 792 -1,7 

i alt, gennemsnit 3 544 3 524 -0,6 

Tabel 3: Det gennemsnitlige elforbrug pr. 

bolig er faldet en halv procent i forhold til året 

før. Det noget mildere vejr i 2006 i forhold til 

2005 er en medvirkende årsag til at elforbru- 

get i boliger med elvarme falder mere end i 

boliger uden elvarme. 

Forskellen i udviklingen mellem gen- 

nemsnitligt elforbrug pr. bolig og samlet 

elforbrug for lejligheder og parcelhuse skyldes 

formentlig blandt andet usikkerhed i opgø- 

relserne af antal boliger i denne foreløbige 

statistik.

Figur 8 

boligens elforbrug fordelt på elapparater 2006 

Kilde: Elmodelbolig 

Figur 8: Køleskabe og frysere er en af de grupper af el- 

apparater, der bruger meget strøm i de danske boliger. I 

2006 udgjorde andelen 19 pct. - i midten af 90'erne var 

andelen noget højere nemlig 25 procent. 

I opgørelsen indgår standby forbruget med 10 pct. af 

det totale elforbrug i boligen. 

lys 15% 

varme 13% 

Under diversegruppen findes alle øvrige elektriske 

apparater, der betyttes i hjemmet så som stereoanlæg, 

akvarium, apparater med opladere, elplæneklipper m.v. 

- såvel inden- som udendørsapparater. 

pc 7% 

diverse 14% 

Adskillige mindre elapparater 

Tv/video 9% 

Køl/frys 19% 

madlavning 8% 

Inkl. mikrobølgeovne 

vaskeapparater 15% 

Vaskemaskiner, tørretumblere 

og opvaskemaskiner 

Figuren er baseret på beregnede tal fra løbende indsam- 

ling af detaljerede oplysninger om udbredelsen af appa- 

rater samt, hvor meget de anvendes i det daglige. Der er 

således tale om gennemsnitstal, som i praksis varierer 

meget fra bolig til bolig. 

Gruppen ”varme” dækker over elforbrug til bl.a. 

fyr, cirkulationspumpe og eventuelt el-vandvarmer, mens 

forbruget til el-radiatorer ikke indgår. 


8 


Figur 9 

Gennemsnitligt elforbrug pr. indbygger i udvalgte lande 

kWh/person 

25 000 

20 000 

15 000 

10 000 

5 000 

0 

Figur 9: Figuren viser det gennemsnitlige elforbrug i for- 

skellige lande. En række lande, har elforbrug der ligger på 

samme niveau – herunder Danmark. Norge derimod har et 

forbrug, der er 4 gange så højt som Danmarks. De øvrige 

skandinaviske lande ligger også ganske højt efterfulgt 

af USA. 

Norge 

Finland 

Sverige 

USA 

Frankrig 

Holland 

Tyskland 

Danmark 

England 

Italien 

Rusland 

Grunden til de meget høje gennemsnitlige forbrug er for 

en stor del, at disse lande har en stor andel energiintensiv 

industri. Yderligere har udbredelsen af elvarme og aircon- 

dition en vis betydning. 

Kina 

Kilder: Energy Balances of OECD (and non) countries

Figur 10 

netselskabsgrænser 2006 

370 

371 

398 

392 397 

083 070 

077 

076 

073 

078 092 075 

082 

091 

072 

079 066 

081 068 094 080 015 

395 

394 

396 

014 

084 

095 

016 

096 

587 

588 

594 

583 

582 

581 

584 

596 

585 

592 

Figur 10: Figuren viser Danmark inddelt i 

netselskabsområder ultimo 2006 

Det ses, at netområderne geografisk 

varierer meget i størrelse, ligesom det er 

tilfældet med hensyn til antallet af kunder 

og den transporterede mængde el. 


20 


Tabel 4 

Transport af el og antal målepunkter (forbrugere) i 2006 

Ejerforhold 

L. nr. 

Selskaber 

2006 

2006 Antal 

Transport af el målepunkter 

GWh 000 

● 14 Hornum 4 0,6 

● 15 Nibe 20 2,3 

● 16 Kongerslev 6 0,8 

● 23 HHE 91 6,0 

● 31 ENV 529 50,6 

● 32 BOE 251 29,2 

● 44 HEF 839 74,3 

● 46 ESV 330 38,7 

● 51 Frederikshavn 150 16,6 

● 52 AKE 929 60,0 

● 58 Sæby 55 4,6 

● 66 Aggersund 2 0,3 

● 68 Bejstrup 1 0,1 

● 70 Fjerritslev 22 2,4 

● 72 Gøttrup 2 0,2 

● 73 Hjortdal 4 0,6 

● 75 Aabybro 10 1,9 

● 76 Tranum 2 0,3 

● 77 Skræm 1 0,1 

● 78 Skovsgaard 22 0,8 

● 79 Øslev-Døstrup 1 0,1 

● 80 Øland 2 0,3 

● 81 Manstrup 1 0,1 

● 82 Knøsgaard 2 0,3 

● 83 Klim 3 0,3 

● 84 Aars 35 3,6 

● 85 Læsø 13 2,6 

● 91 Gjøl Syd 4 0,5 

● 92 Fristrup 0 0,0 

● 94 Bonderup 1 0,2 

● 95 Hirtshals *) 19 2,4 

● 96 Tårs *) 6 1,1 

● 131 Energi Midt 1 497 142,1 

● 141 Hammel 48 3,4 

● 142 Kjellerup 36 2,5 

● 143 Brabrand 90 8,6 

● 144 Viby 104 10,9 

● 145 GE 286 22,7 

● 146 Bjerringbro *) 98 2,2 

Ejerforhold 

L. nr. 

Selskaber 




GWh 000 

● 149 ELRO 558 50,1 

● 151 NRGi 1 643 150,1 

152 Energi Randers 256 33,2 

● 154 Viborg 173 18,9 

155 Energi Hobro 122 6,7 

● 232 Østjysk Energi 498 55,2 

244 TRE-FOR 1 731 128,8 

● 245 Energi Horsens 725 51,6 

● 246 MES 239 15,6 

● 248 VOS 57 5,6 

● 331 Thy-Mors 407 28,4 

● 341 GEV 84 4,6 

● 342 Ikast 92 7,9 

● 343 Thy Højspændingsværk 125 15,0 

● 344 Syd Energi 2 402 167,2 

● 347 NOE 475 28,5 

● 348 RAH 368 26,0 

● 351 Vestforsyning 259 18,2 

● 353 EnergiMidt Vest 518 40,2 

● 355 Ringkøbing 30 2,6 

● 357 Struer 77 6,1 

● 359 Skjern 96 4,5 

● 370 Aal *) 13 1,8 

● 371 Hjerting 16 3,0 

● 381 Hurup 26 1,8 

● 384 Tarm 26 2,3 

● 385 Videbæk 49 2,2 

● 392 Borris *) 9 0,5 

● 394 Kibæk *) 11 1,3 

● 395 Studsgaard *) 1 0,2 

● 396 Sunds 23 2,1 

● 397 Sdr. Felding 17 0,8 

● 398 Vildbjerg 37 2,0 

● 443 Ærø 32 5,3 

● 445 SE Energi (Syd Energi) 1 104 92,4 

531 Ravdex 203 15,2 

532 LEF 80 11,9 

533 SEF 241 32,3 

● 543 Energi Fyn 975 83,2

Ejerforhold 

● 552 Faaborg 115 14,2 

● 553 Nyborg 142 9,3 

● 554 Odense 657 72,9 

● 581 Bårdesø 6 1,4 

● 582 Nørre-Broby *) 8 0,8 

● 583 Verninge *) 3 0,4 

● 584 Midtfyn 64 5,8 

● 585 Ullerslev *) 10 1,4 

● 587 Pårup 10 2,5 

● 588 Brenderup *) 10 1,5 

● 592 Rolfsted 18 1,0 

● 594 Ejby 16 1,2 

● 596 Hasmark-Egense 6 1,7 

■ 611 DONG, City 2 900 359,0 

● 740 SEAS-NVE 3 643 332,7 

■ 741 DONG, Nord 5 501 549,3 

■ 751 DONG, Frederiksberg 370 60,2 

● 752 Roskilde 167 22,4 

● 755 Hillerød 127 13,4 

● 756 SKE 143 16,1 

● 757 Helsingør 124 17,6 

● 852 SEAS-NVE Syd 164 17,4 

● 853 Nakskov 97 8,9 

● 854 Næstved 126 16,9 

● 856 Vordingborg 52 5,3 

● 860 Korsør 72 9,4 

● 861 Køge *) 108 7,5 

● 911 Østkraft 275 28,9 

■ 953 Christiansø *) 1 0,1 

danmark total 34 242 3 196,8 

vest for storebælt 20 371 1 731,7 

Øst for storebælt 13 870 1 465,1 

*) Skøn 

L. nr. 

Selskaber 




GWh 000 

2006 2006 

Transport Antal måle- 

af el punkter 

Antal GWh 000 

■ Aktieselskaber 3 8 771 968,5 

● Andelsselskaber 75 18 850 1 623,2 

● Kommunale selskaber 22 3 987 376,9 

■ Andre 1 1 0,1 

Selvejende institutioner 6 2 633 228,1 

Tabel 4: Tabellen viser, at der i Danmark i 2006 er godt 3 

millioner målepunkter (svarer stort set til antallet af elforbru- 

gere), og at der er transporteret 34.242 GWh el. 

De viste ejerforhold er de enkelte netselskabers ejers 

selskabstype. 

Antallet af netselskaber er ved udgangen af 2006 107, 

hvilket i forhold til ét år tidligere er 5 færre. 

Størrelsesforskellen mellem netselskaberne er stor. De ti 

største netselskaber transporterer eksempelvis 65 procent af 

det samlede elforbrug. Af denne andel udgør et enkelt selskab 

25 procent. Der er således 97 selskaber, der transporterer den 

resterende del af det danske elforbrug. Antallet af målepunk- 

ter fordeles omtrent som de transporterede mængder. 


22 


Elpriser 

Den gennemsnitlige elpris inklusive afgifter har været 

omtrent uændret fra 2003 til 2006. Niveauet er noget 

højere end i slutningen af 90’erne. Det kan tilskrives 

flere forhold. Overkapaciteten i elproduktionen i de 

nordiske lande er ved at være ”afslidt”, og engros- 

priserne er derfor steget. Omfanget af elproduktion på 

anlæg baseret på vedvarende energi og decentral kraft- 

varme er steget, og trods en vis reduktion i støtten er de 

samlede omkostninger steget. Der har været en mindre 

stigning i de samlede afgifter til staten. 

Gennem 2006 er priserne på det nordiske engros- 

marked (Nordpool) høje, primært afledt af, at der er 

mangel på vand i de store nordiske vandkraftværker. 

Dette medfører også høje danske elpriser. I slutningen 

af 2006 falder engrospriserne igen. 

For almindelige boligkunder består prisen grund- 

læggende af fire elementer: 

❚ Betaling for elektriciteten (energipris) 

❚ Betaling for transport af elektricitet (net- og PSO- 

tarif) 

❚ Abonnement 

❚ Diverse statsafgifter og moms 

De fire elementer dækker over et antal underpunkter: 

❚ Betalingen for elektriciteten falder indtil udgangen af 

2004 i to dele: Elektricitet købt på kommercielle vilkår 

og køb af den såkaldte aftagepligtige el fra hovedsa- 

gelig vindmøller og decentrale kraftvarmeværker. 

❚ Betaling for brug af nettet fremtræder ofte som ét 

samlet beløb på elregningen, men dækker over, at der 

skal betales for brug af flere typer net: Det overord- 

nede transmissionsnet, de regionale transmissionsnet 

og de lokale distributionsnet. Alle dele afregnes over 

for netselskabet. Yderligere betaler kunden for en 

række opgaver, som ved lov er pålagt elselskaberne. 

Der er tale om offentlige serviceforpligtelser (Public 

Service Obligation) til at sikre nødvendig reserveka- 

pacitet i kraftværker, beredskabslagre, pristillæg til 

miljøvenlig produktion og fremme af elbesparelser, 

elsikkerhed, forskning, udvikling etc. Fra 2005 indgår 

også betaling af tilskud til anlæg baseret på vedva- 

rende energi og decentrale kraftvarmeværker. 

❚ Abonnementet dækker de omkostninger, som er 

knyttet til netselskabets kundeforhold og som er 

uafhængige af elforbruget. Disse omkostningsar- 

ter vil afhænge noget af forbrugerkategorien (på 

hvilke spændingsniveau forbrugeren er tilsluttet). 

For en husholdningsforbruger kan det f.eks. omfatte 

netselskabets administration (vedr. kunder, målere, 

planlægning og personale/økonomi), drift og afskriv- 

ning af målere samt drift og vedligeholdelse af det 

ledningsnet, kabelnet og transformerstationer, som 

kun bruges af forbrugere tilsluttet på det laveste 

spændingsniveau. 

❚ Elektricitet er belagt med en række afgifter. Pr. 1. 

januar 2007 er der tale om følgende afgifter for en 

boligkunde uden elvarme: Elafgift (53,0 øre pr. kWh), 

eldistributionsafgift (4,0 øre pr. kWh), elsparebidrag 

(0,6 øre pr. kWh) og CO 2 -afgift (9,0 øre pr. kWh). 

Hertil kommer moms (25 procent), som også beregnes 

af ovennævnte afgifter. Momspligtige virksomheder 

betaler kun en del af disse afgifter – afhængigt af 

hvilket formål elektriciteten benyttes til. 

Engrosprisen på kommerciel el fastsættes på Nord Pools 

elbørs på baggrund af udbud og efterspørgsel. Nord Pool 

har et ”fysisk marked”, hvor man handler elektricitet 

(energi målt i kWh); og et ”finansielt marked”, hvor der 

handles forskellige typer af prissikringskontrakter. 


2 E l p r I s E r 

Figur 11 

Tariffer og fast betaling for husholdningskunde, net-siden 

Netselskaber 

Faste betalinger 

0 10 20 30 40 50 60 øre/kWh 

Nettarif 

Figur 11: I Figur 11 er nettarif og faste betalinger til 

netselskaber summeret. 

De faste betalinger (abonnement og effektbeta- 

ling) er omregnet til øre/kWh ved et årligt forbrug på 

4000 kWh. 

Betalingerne til netselskaberne reguleres af 

Energitilsynet, der har opsat rammer for, hvad det 

enkelte netselskab må opkræve fra kunderne (ind- 

tægtsrammeregulering). Indtægtsrammerne er baseret 

på de gennemsnitlige nettariffer (inkl. fast betaling), 

som de var i 2004 med korrektion for den generelle 

prisudvikling. Yderligere kan der efter Energitilsynets 

godkendelse indregnes omkostninger i forbindelse 

med finansiering af nyinvesteringer og omkostninger, 

der er pålagt netselskabet. 

Det kan ses på figuren, at der er stor forskel på 

betalingerne til netselskaberne. Dette skyldes til dels 

de forskellige indtægtsrammer, dels er der forskel på 

om netselskaberne udnytter indtægtsrammerne fuldt 

ud. I de seneste år er der således en del netselska- 

ber, som har valgt at udlodde overskud fra salg af 

ejerandele i andre selskaber til kunderne. Dette gøres 

typisk ved en nedsættelse af nettarif og/eller abon- 

nementet.

Figur 12 

Elprisen for en husholdning 1998-2007 (pr. 1. januar) 

øre/kWh 

200 

180 

160 

140 

120 

100 

80 

60 

40 

20 

0 

1998 

1999 

Figur 12: Den gennemsnitlige elpris for en husholdnings- 

kunde med et årsforbrug på 4000 kWh er i perioden 1998- 

2007 steget fra 128 øre/kWh til 195 øre/kWh. 

Statsafgifter udgjorde i 1998 godt 76 øre/kWh - dette 

tal var i 2006 steget til knap 106 øre/kWh. Statsafgifterne 

på el består af: El-afgift, el-distributionsafgift, el-spa- 

rebidrag, CO 2 -afgift, SO 2 -afgift (fandtes i perioden 1996- 

1999) og endelig moms. 

2000 

2001 

2002 

2003 

Betaling for selve strømmen, transport samt abon- 

nement udgjorde i 1996 godt 51 øre/kWh. Pr. 1. januar 2007 

2004 

2005 


2007 

Moms i alt 

SO 2 -afgift 

CO 2 -afgift 

Elsparebidrag 

Eldistributionsafgift 

Elafgift 

Energi 

Abonnement 

var dette steget til knap 90 øre/kWh. Der er en ret stor 

stigning i prisen på energi fra 1. januar 2006 til 1. januar 

2007. Dette skyldes, at priserne på det nordiske engros- 

marked var meget høje gennem 2006, men faldt igen 

ultimo 2006/primo 2007. Dette prisfald nåede dog ikke at 

slå igennem på kvartalspriserne til husholdningerne, men 

medførte en stigning i PSO betalingen i 1. kvartal 2007. 



Figur 13 

Sammensætning af elprisen for en husholdning 

vest og øst for Storebælt 2007 (pr. 1. januar) 

øre/kWh 

225 

200 

175 

150 

125 

100 

75 

50 

25 

0 

Vest 

Øst Hele landet 

Moms i alt 

CO 2 -afgift 

Elsparebidrag 

Eldistributionsafgift 

Elafgift 

Kommerciel el 

PSO 

Eltra/Elkraft transmission 

Regional transmission 

Lokal nettarif 

Faste betalinger forsyningspligtselskab 

Faste betalinger netselskab 

Figur 13: Figuren viser, hvordan den samlede elpris er 

opdelt i mange forskellige elementer. 

Figurens opdeling i øst og vest afspejler, at der ikke er 

nogen fysisk forbindelse mellem elmarkederne øst og vest 

for Storebælt - derfor er der tale om to separate prisom- 

råder, når man ser på kommerciel el, PSO samt betaling 

til Energinet.dk. 

Der er stor forskel på gennemsnitlig betaling for transport 

af el (nettariff), hvilket især afspejler forskelle i fysiske 

rammevilkår.

Figur 14 

Spotmarkedspriser på el 

øre/kWh 

80 

70 

60 

50 

40 

30 

20 

10 

0 

2001 

Figur 14: På den nordiske elbørs Nord Pool findes to 

markeder: Et fysisk elspot-marked, hvor man handler 

energi og et finansielt marked, hvor man handler pris- 

sikringskontrakter. Det fysiske elspotmarked er et engros 

marked, hvor producenter og handelsselskaber køber og 

sælger elektricitet. 

På det fysiske elspotmarked beregnes systemprisen 

hver time ud fra den samlede nordiske efterspørgsel og det 

samlede nordiske udbud af el via børsen. Systemprisen 

er en ”syntetisk” pris, som forudsætter, at der ikke er 

flaskehalse i transmissionsnettet. Når der optræder fla- 

skehalse beregnes for hvert område en særskilt områdepris 

under hensyn til udbud og efterspørgsel i området og den 

mængde el, der faktisk kan overføres ved flaskehalsene. 

I starten af oktober 2005 introducerede Nord Pool 

Spot et nyt prisområde i Nordtyskland kaldet "Kontek". 

Figuren viser gennemsnitlige priser pr. uge fra okto- 

ber 2000, hvor elspotmarkedet i Østdanmark blev startet, 

og frem til og med februar 2007. Gennemsnittene kan 

dække over endog store prisforskelle mellem de enkelte 

timer i løbet af ugen. 

2002 

Systempriser Østdanmark 

Vestdanmark 

Kontek 

2003 

Spotprisen varierer bl.a. med årstiden, og høje 

systempriser indtræffer typisk i vintermåneder, hvor elfor- 

2004 

2005 


2007 

bruget til bl.a. opvarmning er højt i Norden. De høje 

system-priser i perioden omkring årsskiftet 2002/2003 

skyldtes, at vandstanden i de nordiske reservoirer var 

meget lav samtidig med at forbruget var højt. Gennem 

2006 lå priserne historisk set højt - typisk med ugegen- 

nemsnit på 30-40 øre/kWh og helt op til 57 øre/kWh. Det 

skyldtes især lav vandbeholdning. Den milde vinter og 

væsentligt forbedret vandbeholdning gav lavere priser, og 

i starten af 2007 var prisniveauet omkring 20 øre pr. kWh. 

Områdepriserne i Danmark afviger ofte noget fra 

systemprisen p.gr.a. flaskehalse i nettene og nærheden til 

det normalt højere tyske prisniveau. Der synes dog - især 

gennem det seneste års tid - at være en tendens til områ- 

depriserne på ugebasis afviger mindre fra systemprisen. 

De meget høje priser i Østdanmark i visse perioder 

skyldes især, at Sverige reducerer handelskapaciteten på 

forbindelsen til Danmark formentlig for at kunne holde et 

fælles prisniveau i hele Sverige trods interne flaskehalse. 

De ret varierende områdepriser for "Kontek" må 

tilskrives, at omsætningen for dette relativt nye prisom- 

råde har været begrænset. Prisniveauet afspejler også 

prisniveauet på det tyske marked. 



Figur 15 

Udviklingen i priser på Nord Pool terminskontrakter 

Euro/MWh 

90 

80 

70 

60 

50 

40 

30 

20 

10 

0 

2004 

2005 

Figur 15: På Nord Pools finansielle marked handles bl.a. 

forskellige typer af ”terminskontrakter”. Med termins- 

kontrakter kan f.eks. en køber på forhånd sikre sig den 

pris, han kommer til at betale for en vis mængde el i et 

bestemt tidsrum i fremtiden. Med denne form for prissik- 

ring kan man sikre sig imod risikoen ved svingende priser 

på spotmarkedet – dog kun i forhold til systemprisen, 

mens der ikke med disse produkter er sikring mod særlige 

prisforhold i de enkelte prisområder i Norden. Priserne vil 

i praksis indeholde en vis risikopræmie. 

Figuren viser udviklingen i priserne for fire produkter, 

sikring af priserne på el til levering i 1. kvartal i henholds- 


2007 

ENOQ1-06 

ENOQ1-07 

ENOQ1-08 

ENOQ1-09 

vis 2006, 2007, 2008 og 2009. Igennem 2006 blev der 

noteret prissikring for 1. kvartal for årene 2007 og 2008. 

Frem mod vinteren 2006/2007 noteredes meget høje priser 

for "1. kvartal 2007", bl.a. fordi markedet frygtede kom- 

binationen af lav vandbeholdning og en eventuel streng 

vinter. Da vinteren begyndte at tegne mild og vandbe- 

holdningerne forbedredes faldt priserne stærkt. Prisen for 

"1. kvartal 2008" har ligget væsentligt mere stabilt - på 

ca. 40-50 øre pr. kWh, hvilket må afspejle markedets for- 

ventning til det lidt længere sigt. Da produktet "1. kvartal 

2009" blev introduceret primo 2007, lagde prisen sig da 

også på dette niveau.

Figur 16 

Nord Pool elspotpris og prisen på det typiske forsyningspligtprodukt 

kr/MWh 

600 

500 

400 

300 

200 

100 

2003 

2004 

2005 

Figur 16: Figuren viser den gennemsnitlige Nord Pool 

spotpris for Danmark og prisen på det typiske forsynings- 

pligtprodukt. Nord Pool prisen afspejler den elpris, som 

elhandlere må købe ind til, mens forsyningspligtproduk- 

tets pris er et gennemsnit af de elpriser, som elhand- 

lere med bevilling til forsyningspligt har fået godkendt 

af Energitilsynet. Hovedparten af danske husholdninger 

køber dette produkt. Det ses af figuren, at prisen på det 


2007 

Prisen for det typiske 

forsyningspligtprodukt 

Genemsnitlig Nord Pool 

elspotpris for Danmark 

forsyningspligtige produkt med forsinkelse følger Nord 

Pools spotmarked. Dette forhold afspejler den regulering 

som Energitilsynet praktiserer, hvor elhandlere forventes 

at prissikre sig for et kvartal ad gangen. Dermed bliver 

der en tendens til, at uventede bevægelser på Nord Pools 

spotmarked slår igennem med ca. et kvartals forsinkelse 

på prisen på det forsyningspligtige produkt og dermed 

slutkundernes priser. 


30 


Koncernregnskaber 

For at øge muligheden for at vurdere energiselskabers 

betydning for samfundsøkonomien har Dansk Energi 

fremstillet en koncernregnskabsstatistik. Ultimo 2006 

er der 42 energikoncerner, som er medlem af Dansk 

Energi. Herudover er der en række medlemsvirksom- 

heder, der står alene uden for disse koncerner. I disse 

tilfælde indgår den enkelte medlemsvirksomhed i 

statistikken. 

Energikoncernerne har en lang række af aktivi- 

teter heriblandt produktion af energi, distribution af 

energi, handel med energi og efterforskning efter og 

udvinding af energi. El-, gas-, varme- og vandforsy- 

ning hører med til forretningsområderne. Endvidere 

er energikoncernerne med fiberbredbåndsnet godt på 

vej med hensyn til et fremtidssikret udbud af bred- 

båndsbaseret kommunikation og underholdning. 

I 2006 var den samlede omsætning i energikoncer- 

nerne på omkring 70 mia. kroner. Anlægsaktiverne 

udgjorde ca. 124 mia. kroner og egenkapitalen var 

næsten lige så stor. 

Energikoncernerne er yderst forskellige hvad 

angår størrelse. Over en tredjedel af den samlede 

egenkapital er således placeret i DONG koncernen, 

mens de 10 største koncerner står for ca. 80 pct. af 

egenkapitalen. 

Denne store forskellighed, når det drejer sig om 

størrelse, går ikke igen når virksomhedernes evne til 

at bære eventuelle tab betragtes. Der er i langt de 

fleste tilfælde tale om soliditetsgrader, som ligger 

over de knapt 50 procent, som er gennemsnittet i det 

danske erhvervsliv. 


32 K o n c E r n r E g n s K a b 

Figur 17 

Egenkapitalens fordeling på energikoncerner, som er medlem af Dansk Energi i 2006 – i 1 000 kr. 

Energikoncerner 

0 5 000 000 10 000 000 15 000 000 20 000 000 25 000 000 30 000 000 35 000 000 40 000 000 45 000 000 

Figur 17 og 18: Figur 17 viser hvordan egenkapitalen er 

spredt mellem koncerner af meget forskellig størrelse. De 

10 største koncerner står således for omkring 80 pct. af 

den samlede egenkapital. 

Samtidigt ses af figur 18, at der i 2006 var en stor spred- 

ning i den forrentning der var af egenkapitalen. 12 kon- 

cerner havde en forrentning af egenkapitalen der lå over 

gennemsnittet på 11 pct.

Figur 18 

Fordelingen af egenkapitalens forrentning i energikoncerner, som er medlem af Dansk Energi i 2006 

Energikoncerner 

-20 0 20 40 60 80 pct. 


3 

K o n c E r n r E g n s K a b 

Tabel 5 

nøgletal 2006 for energikoncerner som er medlem af dansk Energi 

mia. kr. 

Samlede driftsindtægter 70,4 

Resultat før finansielle poster 6,9 

resultat før skat 13,3 

mia. kr. 

Anlægsaktiver i alt 123,9 

Omsætningsaktiver i alt 79,8 

aktiver i alt 203,8 

Egenkapital i alt 116,4 

Gæld i alt 74,4 

Passiver i alt 203,8 

Pct. 

Overskudsgrad beregnet her 10,0 

Forrentning af egenkapital beregnet her 11,0 

Soliditetsgrad beregnet her 57,1 

antal 

Gennemsnitligt antal ansatte 11850 

Opgørelsen af de samlede driftindtægter og resultater for 2006 

er undervurderet, fordi en række virksomheder i løbet af året 

er blevet erhvervet. Det drejer sig om KE drift A/S, Frederiksberg 

elnet A/S og Nesa A/S, som DONG har erhvervet. Det drejer sig 

endvidere om Energi E2 A/S og ELSAM A/S, hvis produktionskapa- 

citet nu er delt mellem DONG og Vattenfall. De nævnte erhverve- 

de selskaber har ikke alle kunnet belyses med koncernregnskab 

for den første del af året, hvilket betyder at eksempelvis de 

samlede driftsindtægter undervurderes. 

Tabel 5: De samlede driftsindtægter udgør ca. 70 mia. kr. 

og omfatter indtægterne ved en lang række af aktiviteter, 

herunder produktion af, distribution af og handel med 

energi. Jævnfør dog fodnoten til tabellen. 

Resutatet før skat var i 2006 ca. 13 mia. kr. for energi- 

koncernerne. Til sammenligning var resultatet før skat for 

det samlede danske erhvervsliv i 2005 på 361 mia. kr. 

Overskudsgraden er i 2006 for energikoncernerne 

med 10,0 procent lidt højere, end den generelt har været i 

erhvervslivet i 2004 og 2005, hvor den har været omkring 

7 pct. Omvendt er forrentningen af egenkapitalen med 

11 pct. i energikoncernerne lavere end de ca. 20 pct., som 

har været forrentningen i det samlede erhvervsliv i 2004 

og 2005. 

I gennemsnit hen over året har der været 11.850 

medarbejdere i energikoncernerne om at skabe indtje- 

ningen i 2006.


36 


Produktionsselskaber 

Elproduktionen i 2006 var 43,3 TWh. Den store pro- 

duktion – 26 procent mere end i 2005 – kan helt over- 

vejende tilskrives en stor eleksport. Nettoeksporten 

bestemmes af den internationale konkurrencesi- 

tuation, som i høj grad er afhængig af de varierende 

nedbørsforhold i Norge og Sverige, driftsforholdene 

på svenske a-kraftværker og begrænsninger i lan- 

denes transmissionsnet. To tredjedele af den danske 

elproduktion blev produceret på de centrale værker, 

hvis produktion steg med 53 procent fra 2005 til 2006. 

Produktionen på decentrale værker, erhvervsværker 

og vindkraftanlæg faldt – for sidstnævnte på grund 

af et dårligt vindår. 

Produktionen på vindkraftanlæg udgjorde i 2006 

14 procent af den samlede elproduktion, mens ande- 

len for decentrale kraftvarmeværker og erhvervsvær- 

ker var 19 procent. 

Den store produktion på de centrale værker har 

også betydet en stor stigning i kulforbruget – hele pro- 

duktionsstigningen synes sket på kulfyrede værker. 

Produktionen af elektricitet i Danmark karakteriseres 

blandt andet af en meget stor samproduktion af el og 

varme i såkaldte kraftvarmeværker. Af de 15 centrale 

(store) værker leverer de 13 således både elektricitet 

og varme. Herudover er der knap 700 mellemstore 

og små værker (decentrale kraftvarmeværker) samt 

ca. 200 erhvervsværker (fremstillingsvirksomheder, 

der har egen produktion) Samproduktionen af el og 

varme på en stor del af værkerne betyder, at energien 

i brændslerne udnyttes optimalt til fordel for miljø 

og økonomi. Man skal dog være opmærksom på, at 

mens elproduktionen bestemmes af forholdene på 

det nordiske (nordeuropæiske) elmarked, så bestem- 

mes varmeproduktionen af de lokale/regionale var- 

mebehov. Således steg kraftvarmeproduktionen på 

de centrale værker med kun godt 1 procent fra 2005 

til 2006. 


38 p r o d u K T I o n s s E l s K a b E r 

Figur 19 

12-måneders kurve for elproduktion og nettoimport 

TWh/år 

60 

50 

40 

30 

20 

10 

0 

-10 

-20 

1990 

1991 

1992 

1993 

1994 

1995 

1996 

1997 

1998 

Figur 19: I figuren er der ultimo hvert kvartal angivet den 

samlede elproduktion, el til rådighed og nettoimport i de 

forudgående 12 måneder. Summen af produktion og net- 

toimport giver el til rådighed. I 1996, som var det koldeste 

år i den viste periode, havde Danmark en rekordstor eks- 

port til Norge og Sverige. Siden faldt eksporten, men der 

har dog næsten hele tiden været nettoeksport. 

Det ses, hvordan det danske elsystem baseret på 

konventionel produktion og vind er i stand til at spille 

sammen med det norsk/svenske system med vandkraft og 

kernekraft. 

1999 

2000 

2001 

2002 

2003 

2004 

2005 


Produktion 

Nettoimport 

El til rådighed 

Der er relativt store udsving i produktionen og nettoim- 

porten, samtidig med at forbrugerne får stillet den elektri- 

citet til rådighed, de ønsker. Dette afspejler, at de centrale 

kraftværker har kapacitet til at tilpasse produktionen i 

modsætning til de decentrale værker, der mere er bundet 

af varmeproduktion og vindmølleproduktionen, der er 

afhængig af vejret.

Tabel 6 

Elproduktion samt im- og eksport 

nettoproduktion 1) 


gWh gWh % 

Centrale værker 18 856 28 815 52,8 

Decentrale værker 5 514 5 437 - 1,4 

Erhvervsværker og lokale værker 3 344 2 966 - 11,3 

Vandkraftanlæg 23 23 0,0 

Vindkraftanlæg 6 613 6 108 - 7,6 

udveksling af el med udlandet 

Import 12 943 6 766 - 47,7 

Eksport 11 573 13 702 18,4 

Primært transmissionstab 703 663 - 5,6 

til rådighed, i alt 35 018 35 750 2,1 

1) Tilsluttet det offentlige net 

Tabel 6: I 2006 steg elproduktionen godt 25 procent i for- 

hold til året før. Nettoimporten fra vores nabolande faldt 

tilsvarende. 

Samlet ses en nettoeksport på 6.936 GWh i 2006. 

Begrundelsen for dette billede er, at vandkraftproduktionen 

i Norge og i Sverige var lav og at de svenske a-kraftværker i 

en periode for fleres vedkommende var ude af drift. 

Mængden af vindmølleproduceret el faldt med 7,6 

procent. Af den samlede el til rådighed tegnede vindkraft 

sig for 17 pct. i 2006. 

Vindens energiindhold var i 2006 dårligere end tilfældet 

var for 2005. 

Forsyningen af elektricitet til de danske elforbru- 

gere er bag disse bevægelser steget med godt 2 procent 

i forhold til året før og udgør 35.750 GWh efter primære 

transmissionstab. 


0 

p r o d u K T I o n s s E l s K a b E r 

Figur 20 

Centrale værkers kraftvarme- og elproduktion samt im- og eksport 2006 

NORGE 

1127 

2545 

Herningværket 

Esbjergværket 

4222 

2205 271 

2405 

632 

2324 

9090 

2641 

3489 

Enstedværket 

TYSKLAND 

2075 

3652 

Nordjyllandsværket 

1798 

3340 

2995 

Skærbækværket 

Fynsværket 

Kraftvarmeproduktion i TJ 

~ 3600 TJ (=1000 GWh) 

Studstrupværket 

8153 2223 

588 

2362 

SVERIGE 

1744 

4435 

Asnæsværket 

1760 

0 

23 

Kyndbyværket 

Stigsnæsværket 

Elproduktion i GWh 

~ 1000 GWh 

Figur 20: Figuren viser de centrale værkers 

produktion af såvel kraftvarme som elektrici- 

tet. De centrale værker er i modsætning til de 

decentrale kraftvarmeværker kendetegnet ved 

ikke nødvendigvis at skulle producere el og 

varme i et fast forhold. Udvekslingen af elek- 

tricitet med vores nabolande er også vist. 

Samlet set har der været nettoeksport til samt- 

lige vores nabolande. De senere år - bortset 

fra 2005 - har været præget af tørår i Norge og 

Sverige - hvorfor vi har haft nettoeksport; 

Samlet set blev der eksporteret 13.703 GWh og 

importeret 6.766 GWh i 2006. 

12 172 

1879 

Avedøreværket 

TYSKLAND 

3957 

458 

Svanemølleværket 

4394 

1617 

3796 

H.C. Ørstedværket 

Amagerværket 

378 

3499 

4242 

Østkraft 

64 

SVERIGE 

1097 

282 

1725 

SVERIGE

Figur 21 

Elproduktion og nettoimport månedsvis 2006 

GWh 

3 500 

3 000 

2 500 

2 000 

1 500 

1 000 

500 

0 

-500 

-1 000 

-1 500 

Jan 

Feb 

Mar 

Figur 21: Figuren viser årets cyklus i den elektricitet, for- 

brugerne skal have til rådighed. Herudover kan man se, 

hvorledes denne elektricitet tilvejebringes. Lidt forenklet 

kan man sige, at der bliver produceret mest i vinterhalv- 

året både på de centrale værker og på øvrige værker. 

For udvekslingen med udlandet er bevægelsen modsat, 

Apr 

Maj 

Jun 

Jul 

Aug 

idet der eksporteres mest i vinterhalvåret. I 2006 er der 

ingen måneder, hvor vi importerer mere end vi ekspor- 

terer. 

Sep 

Okt 

Nov 

Dec 

El til rådighed 

Produktion på centrale værker 

Produktion på øvrige værker 

Produktion på vindmøller 

Nettoimport 

Vindmøllerne har ikke haft gode betingelser i de seneste 

år. Vindenergien er i 2006 8 procent lavere end året før. 

DANSK ELFORSYNING · STATISTIK 2006

2 


Figur 22 

Døgnbelastningskurver for den samlede elforsyning 

MW 

8 000 

7 300 

6 600 

5 900 

5 200 

4 500 

3 800 

3 100 

2 400 

1 700 

1 000 

Døgn 1 Døgn 2 

Figur 22: Figuren viser at forbruget af elektricitet varierer 

meget i løbet af et døgn. Belastningen er generelt lavest i 

nattetimerne og højest i dagtimerne. Der er størst forskel 

på dag og nat på hverdagene. 

Eksempelvis fremstår den såkaldte kogespids, der 

øger belastningen ved tidspunktet omkring aftensmål- 

tidet, langt mere tydeligt om vinteren. Belastningen er 

større på hverdage, hvor alle virksomhederne bruger støm 

til deres produktion. 

Belastningen afhænger også af årstiden. Om vinteren 

er belastningen større end om sommeren, og mønsteret 

er også anderledes. Vær opmærksom på at de udvalgte 

præsenterede datoer ikke nødvendigvis er generelt repræ- 

sentative. 

Da elektricitet ikke kan lagres er produktionen hele 

tiden nødt til at følge det aktuelle forbrug. 

Onsdag 20. & torsdag 21. december 2006 

Lørdag 16. & søndag 17. december 2006 

Onsdag 14. & torsdag 15. juni 2006 

Lørdag 10. & søndag 11. juni 2006

Tabel 7 

brændselsforbrug til el- og kraftvarmeproduktion, centrale værker 

samlet brændselsforbrug til el- og varmeproduktion 

energiindhold: 2005 2006 stigning i % 

Kul PJ 141,7 219,0 54,5 

Olie PJ 12,5 13,3 5,8 

Naturgas PJ 38,2 38,6 1,2 

Andet PJ 27,6 12,1 -56,3 

i alt PJ 220,0 282,9 28,6 

Vægt: 

Kul mill. t. 5,806 8,831 52,1 

Olie mill. t. 0,310 0,327 5,4 

Naturgas mill. Nm3 987,8 975,9 -1,2 

Andet . . 

Tabel 7: Tabellen viser det samlede brændselsforbrug på 

centrale værker 

2006 har været et år med stor eksport af el, hvilket 

medfører øget brændselsforbrug. Det ses videre, at det for 

en stor del har været fossile brændseler, der har dækket 

stigningen. 

Det samlede brændselsforbrug målt ved energiind- 

holdet stiger knap 29 procent fra 2005 til 2006. 

El og varme produceres i såkaldt forenet produktion. Det 

betyder, at man ikke entydigt kan sige hvor meget brænd- 

sel, der går til fremstilling af el, og hvor meget der går til 

varmeproduktion. 



Figur 23 

Brændselsforbrug til el- og kraftvarmeproduktion, centrale værker 

PJ 

400 

300 

200 

100 

0 

1997 

1998 

1999 

2000 

2001 

Figur 23: Figuren viser over en tiårsperiode, at naturgas- 

forbruget i absolutte størrelser stort set stiger gennem 

hele perioden. Andelen af det samlede brændselsforbrug 

udgjorde i 1997 4 procent og i 2006 14 procent. 

2002 

Modsat er kullenes andel af det samlede brændsels- 

forbrug blevet stadig mindre. I år med stor eksport af el 

- for eksempel i 2003 og i 2006 - bliver tendensen brudt. 

2003 

2004 

2005 

I 2006 udgjorde kul 77 procent af den samlede mængde 

brændsel på centrale værker, mens naturgas udgjorde 20 

procent. I gruppen andet er biomasse og affald de over- 

vejende brændselstyper. 

Figur 24 

Virkningsgrader ved el- og kraftvarmeproduktion, centrale værker 

% 

80 

75 

70 

65 

60 

55 

1997 

1998 

1999 

2000 

Total virkningsgrad 

2001 

2002 

2003 

2004 

2005 



Andet 

Orimulsion 

Naturgas 

Olie 

Figur 24: Figuren viser udviklingen i virkningsgraden på 

de centrale kraftværker i de seneste ti år. Det generelle bil- 

lede, der tegnes, er en svagt stigende virkningsgrad. Dette 

afspejler den forsknings- og udviklingsindsats der gøres 

for forøget virkningsgrad, samt at ældre kraftværksblokke 

benyttes i mindre omfang. 

Den totale virkningsgrad lå lavt i 2003 og 2006. I 

begge år var der stor eleksport og høj elproduktion på de 

centrale værker. Da varmeproduktionen - med høj specifik 

virkningsgrad - er bestemt at det danske varmebehov og 

ikke af forholdene på det internationele elmarked, er den 

slet ikke fulgt med elproduktionen. Dette resulterede i de 

Kul 

lave samlede virkningsgrader for el og varme.

Figur 25 

Energibalance for elsektoren 2006 

Alle værdier er i GWh 

Tab 

36 282 

Naturgas 

10 729 

Konverteringstab 

34 110 

Kraft- 

varme 

15 660 

Primære trans- 

missionstab 

663 

Olie 

3 682 

Eksport 

13 702 

Nettab 

1 508 

Kul 

60 821 

Centrale 

værker 

Boliger 

9 947 

28 815 

50 115 

48 607 

47 945 

Landbrug 

og gartneri 

2 588 

Figur 25: Figuren viser tilgangen af el fordelt på, hvordan 

elektriciteten er tilvejebragt på det danske elmarked, og 

forbruget fordelt på forbrugerkategorier. For de centrale 

værker går man helt tilbage til det benyttede brændsel, 

mens anden produktion i Danmark samt elimport indgår i 

balancen med den producerede/importerede elmængde. 

Som navnet antyder, skal en energibalance have 

samme samlet mængde energi på tilgangs- og forbrugs- 

siden. Derfor angives på forbrugssiden også den mængde 

kraftvarme, som fra de centrale værker er leveret til 

Industri 

9 884 

Andet 

3 353 

Elektricitet 

Kraftvarme 

Tab 

Handel 

og service 

10 938 

Vind og vand 

6 131 

Transport 

515 

Øvrige værker 

8 403 

Andet 

370 

Import 

6 766 

Periode- 

forskydning 

fjernvamesystemerne og direkte til industrielt forbrug. 

Yderligere indgår på forbrugssiden alle de energi-tab, 

der opstår under konverteringen fra brændsel til el og 

kraftvarme i de centrale værker samt de tab, der opstår i 

elledningerne. Endelig angives eksporten af el. 

Figuren viser, hvordan tilførselen af el er baseret på 

mange forskellige kilder, dels forskellige brændsler dels 

forskellige produktionsformer – i og uden for landet. 

Dette ”mangestrengede” system bidrager til forsynings- 

sikkerheden. 

-2 


6 


Figur 26 

Elproduktionens fordeling efter anvendt brændsel 2006 

Affald, biomasse og biogas 

Vind, vand og sol 

Naturgas 

Figur 26: Figuren viser, hvilke brændsler der er anvendt til 

produktion af elektricitet i Danmark. I løbet af 1990’erne 

er den danske elproduktion omlagt fra at være næsten 100 

procent baseret på kul og olie til øget produktion på mere 

miljøvenlige brændsler og produktionsteknologier. 

Tal for 2006 viser, at el baseret på kul udgør godt 

46 pct. af den samlede produktion. Olie og naturgas 

Figur 27 

Emissioner af CO2 fra centrale kraftværker 

Mio. t 

35 

30 

25 

20 

15 

10 

1997 

1998 

1999 

2000 

2001 

CO 2 -emission, faktisk 

CO 2 -emission, korrigeret 

2002 

2003 

2004 

2005 


Olie 

anvendes som brændsler til henholdsvis 3 procent og 24 

procent. 

Kul 

Elproduktion fra vind, vand og sol udgjorde i 2006 

omkring 17 procent. Den resterende del er især baseret på 

affald og biomasse. 

Kilde: Energinet.dk 

Figur 27: Figuren viser CO 2 -emissionerne fra de centrale 

værker. 

Der vises både de faktiske emissioner, og de emis- 

sioner som det indenlandske el- og kraftvarmeforbrug 

giver anledning til (altså korrigeret for elhandel med 

udlandet). Sidstnævnte størrelse betegnes ”korrigerede 

CO 2 -emissioner”. 

Stigningen i de korrigerede CO 2 -emissioner fra 2005 

til 2006 kan tilskrives korrektionsmetoden. Den forudsæt- 

ter, at al produktion er sket på et "gennemsnitligt" værk. 

I praksis produceres den ekstra el ved høj elproduktion på 

de mindst effektive og mindst miljøvenlige værker.

Figur 28 

CO2-emissioner pr. produceret energienhed, centrale værker 

Tons/TJ 

180 

170 

160 

150 

140 

130 

1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 

Figur 28: Kurven for CO 2 -emissioner pr. produceret ener- 

gienhed i de centrale anlæg udviser et fald i langt de fleste 

år. Dette skyldes bl.a den generelt stigende virkningsgrad 

i værkerne. Ligeledes er en væsentlig del af forklaringen 

den forskydning, der er sket i produktionsformerne fra 

kulfyrede over mod naturgasfyrede værker. Naturgas giver 

anledning til en emission, der er en tredjedel mindre end 

den der foranlediges af kul. Hertil kommer en stigende 

CO 2 -fri produktion baseret på vind og biomasse. 

I 2003 og 2006 er CO 2 -emissionen pr. produceret 

energienhed dog steget. Dette skal ses i sammenhæng 

med øget produktion på centrale værker, som fortrinsvis 

er kul-fyrede. 

I figuren er den samlede producerede energimængde 

(el og varme) for elektricitetens vedkommende omregnet 

med 3.600 GJ pr. GWh. 



Figur 29 

Emissioner af SO2 og NOx fra centrale kraftværker 

1000 t 

80 

70 

60 

50 

40 

30 

20 

10 

0 

1997 

1998 

1999 

2000 

2001 

Figur 29: I lighed med figuren om CO 2 -emissioner vises 

for SO 2 og NO x også både de faktiske emissioner og de 

korrigerede. De korrigerede emissioner er igen de emis- 

sioner, som det indenlandske el- og kraftvarmeforbrug 

giver anledning til. 

For SO 2 og NO x kan man se langt større reduktioner 

i emissionerne end det var tilfældet for CO 2 . Grunden til 

disse større reduktioner for SO 2 og NO x er, at der ud over 

den øgede effektivitet og forskydninger i brændsler, også 

er SO 2 -rensning og NO x -rensning på mange værker. NO x 

emissionen er således ikke steget - procentvis - lige så 

meget, som tilfældet er for SO 2 - og CO 2 -emissionerne, idet 

der i 2006 er blevet taget et nyt deNO x -anlæg i brug. 

Det skal nævnes, at SO 2 -afgiften fra primo 2000 blev 

flyttet fra forbrugernes elpris til at ligge på brændslet. 

Om forklaringen på stigningen i de korrigerede emis- 

sioner, se forklaringen til figur 27. 

2002 

2003 

2004 

2005 

NO x -emission, korrigeret 

NO x -emission, faktisk 

SO 2 -emission, korrigeret 

SO 2 -emission, faktisk 

2006

Figur 30 

SO2- og NOx-emissioner pr. produceret energienhed, centrale værker 

kg/TJ 

400 

350 

300 

250 

200 

150 

100 

50 

0 

1997 

1998 

1999 

2000 

2001 

Figur 30: Figuren udviser i hovedtræk samme udvikling 

som den forrige, der viser de samlede SO 2 - og NO x -emis- 

sioner. Forklaringen på den generelt nedadgående udvik- 

ling er allerede nævnt under figuren om CO 2 -emissioner 

pr. produceret energienhed. 

Dette illustrerer, at det især er de kulfyrede værker, 

som har kapacitet til forøget produktion. 

2002 

2003 

2004 

2005 

NO x -emission 

SO 2 -emission 



50 


Tabel 8 

produktion og nyttiggørelse af restprodukter 

flyveaske og slagge 

2005 2006 

1000 t 1000 t 

Produktion 722 866 

Deponeret netto -75 51 

Nyttiggjort 797 815 

tasP 1) 


Deponeret netto 2 9 


svovlsyre 

Produktion - 5 

Deponeret netto - - 

Nyttiggjort - 5 

gips 


Deponeret netto -2 18 


1) Tørt afsvovlingsprodukt 

Tabel 9 

Elproducerende nettilsluttede værker 

alle værker 

Tabel 9: Tabellen viser, at de 15 centrale kraftværker udgør 

den altovervejende produktionskapacitet i Danmark. De 

ejes af Østkraft, Vattenfall og Dong. Selskaberne ejer videre 

en række decentrale kraftvarmeværker og vindmøller 

ligesom andre i elsektoren - elværksejede såvel som ikke- 

elværksejede selskaber. 

Tabel 8: Tabellen viser, at tæt på 100 procent af restpro- 

dukterne ved fremstilling af el og kraftvarme på termiske 

værker bliver udnyttet. Den negative deponering afspejler, 

at depoterne faktisk nedbringes. 

Flyveaske og slagge er gennem mange år blevet 

anvendt i industrien, der er hovedaftager af disse restpro- 

dukter. Anvendelse finder også sted til bygge- og anlægs- 

opgaver og opfyldning. 

Gips og TASP er forskellige typer af afsvovlningspro- 

dukter fra forskellige former for afsvovlningsanlæg. 

2005 2006 2005 2006 

stk. stk. mW mW 

Centrale værker 15 15 7 303 7 278 

Decentrale kraftvarmeværker 690 733 1 568 1 650 

Vindmøller 5 340 5 266 3 135 3 135 

Vandkraftanlæg 39 38 11 9 

Erhvervsværker 205 214 559 568 

Kapaciteterne er ikke summeret, fordi de forskellige 

anlægs kapacitet ikke er til rådighed i samme omfang. 

Dette er særlig åbenbart for vindmøller.

Figur 31 

Samtlige elproducenter 

Eksklusive vindmøller 

Centrale værker 

Øvrige værker 

Kilde: Energistyrelsen, Stamdataregister 



Figur 32 

Vindmøller i Danmark pr. 31/12 1997 

Møllekategori 

=250 kW, opført før 1993 

>=250 kW, opført 1993 eller senere 

Kilde: Energistyrelsen, Stamdataregister 

Figur 32 og 33: Figurerne viser antallet af 

vindmøller opdelt på størrelse. Den gen- 

nemsnitlige vindmølle bliver stadig større. 

Som det ses af kortet pr. ultimo 1997 var 

møller mindre end 250 kW langt i overtal. 

I dag er møllerne større og selvfølgelig 

nyere. 

Placeringen af de større møller er 

klart mere spredt over landet end tilfældet 

har været med de mindre møller. De små, 

gamle møller er ved at forsvinde, og de 

samme placeringer vil ofte være uhensigtsmæssige 

for større møller.

Figur 33 

Vindmøller i Danmark pr. 31/12 2006 

Møllekategori 

=250 kW, opført før 1993 

>=250 kW, opført 1993 eller senere Kilde: Energistyrelsen, Stamdataregister 



Figur 34 

Aldersfordeling af kraftmaskinernes installerede effekt, centrale værker 

% 

100 

90 

80 

70 

60 

50 

40 

30 

20 

10 

0 

1997 

1998 

1999 

2000 

2001 

2002 

Figur 34: Figuren viser aldersfordelingen af de centrale 

værkers kraftmaskiner. De overvejende nedadgående kur- 

ver afspejler stadigt forøgede gennemsnitsaldre. I 2001 

forøgedes andelen af helt "unge" kraftmaskiner, idet den 

nye blok på Avedøreværket sættes i drift. 

2003 

2004 


>25 år 

16-25 år 

11-15 år 

6-10 år 

0-5 år 

Af miljømæssige og økonomiske grunde bliver der produ- 

ceret mest på de nyeste anlæg.

Figur 35 

Benyttelsestider på centrale værker 

Timer 

40 000 

35 000 

30 000 

25 000 

20 000 

15 000 

10 000 

5 000 

0 

1980 1985 1990 1995 2000 2005 1980 

1985 1990 1995 2000 2005 

Fynsværket 


Enstedværket 


Figur 35: Figuren viser en oversigt over hvor mange timer 

de enkelte centrale værker har benyttet til at producere 

el. Benyttelsestiderne er udregnet som elproduktionen 

divideret med den installerede eleffekt. 




Hvis elproduktionen er stor er benyttelsestiden det 

også. Årsagen til, at nogle år adskiller sig markant fra de 

øvrige er, at der - i Norge og i Sverige - var tørår med deraf 

følgende lav vandstand i vandkraftværkernes magasiner. 

Kyndbyværket 


Østkraft 


Der kan værre mange forklaringer på, hvorfor de enkelte 

blokke ikke producerer - samtidig med, at der er brug for 

produktionen. Anlæggene kan være taget ud af drift til 

eftersyn eller på grund af havari. 

Figuren viser også, at de ældre værker nedslides, 

deres årlige benyttelsestid reduceres over tiden. 

Asnæsværket 


Amagerværket 



56 


Figur 36 

El- og kraftvarmekapaciteten på de centrale værker 2006 

459 

174 89 


378 


Enstedværket 

85 

Elektricitet. 150 MW 

626 

Kraftvarme. 150 MJ/s (=MW) 

579 

464 


910 700 

392 


Fynsværket 

776 

692 


640 

742 

1057 

Asnæsværket 

2 

409 


Figur 36: Figuren viser den installerede 

effekt på hver af de centrale kraftværks- 

pladser i Danmark. For hvert værk er 

angivet både kapaciteten for el og for 

kraftvarme. Det er den såkaldte varige net- 

toydeevne, der er angivet. I visse tilfælde 

kan værkerne i en kortere periode yde en 

højere effekt. 

740 

Kyndbyværket 

900 

Asnæsværket har den største effekt 

med hensyn til elproduktion, mens 

Studstrupværket, H.C. Ørstedværket og 

Avedøreværket har størst kapacitet, når det 

gælder kraftvarme. 


810 

606 



Amagerværket 

51 

131 

1072 

497 341 

Østkraft 

86 

185

Figur 37 

Kraftmaskinernes installerede effekt procentvis fordelt efter antal driftstimer, centrale værker 

Effekt i % 

100 

90 

80 

70 

60 

50 

40 

30 

20 

10 

0 

0 25 50 75 100 125 150 175 200 225 250 


1986 

Figur 37: Figuren viser for de to år 1986 og 2006, hvor stor 

en andel af effekten på de centrale kraftværker, der har 

kørt over et vist antal driftstimer. I 2006 har 64 procent af 

kraftmaskinernes effekt kørt over 100 000 timer, mens der 

i 1986 kun var 45 procent, der havde det. 

1000 driftstimer 

Der hvor kurven for 2006 ligger over 1986-kurven afspej- 

les, at en større andel kraftmaskiner, der i 2006 har kørt 

det pågældende antal driftstimer end det var tilfældet i 

1986. Kraftmaskinerne anno 2006 har således kørt flere 

driftstimer end kraftmaskinerne havde i 1986. 


58 


Figur 38 

Maksimal og minimum belastninger 

MW 

4 000 

3 500 

3 000 

2 500 

2 000 

1 500 

1 000 

500 

0 

Figur 38: Figuren viser elforbrugets højeste og laveste 

timeværdi hver måned igennem 2006 opdelt på lands- 

dele. 

Jan 

Der skal hele tiden være el nok til rådighed for de 

aktiviteter, vi ønsker at foretage os - uden at producere 

mere strøm, end der er behov for. Som det ses af de store 

udsving, stiller det store krav til den praktiske styring af 

elsystemet. 

Apr 

Jul 

Okt 

Jan 

Apr 

Jul 

Okt 

Minimumsværdierne varierer ikke så meget over året som 

maksimumsværdierne. Store strømsvigt vil ses tydeligt. 

Det fremgår således af figuren, at der ikke fandt større 

strømsvigt sted i 2006. 

Videre ses af figuren de sæsonbetonede udsving. For 

eksempel er juli måned industriferie-måned. 

Vest for Storebælt maks 

Vest for Storebælt min 

Øst for Storebælt maks 

Øst for Storebælt min


60 


Transmissions- og 

distributionsselskaber 

Ved udgangen af 2006 er der ca. 100 netvirksomheder 

(distribution) og 10 regionale transmissionsselskaber. 

Tre af de regionale transmissionsselskaber har dan- 

net et fælles operatørselskab, og der er i 2006 indledt 

forhandlinger om salg af enkelte transmissionssel- 

skaber til systemansvaret (Energinet.dk). De regionale 

transmissionsselskaber driver primært forbindelserne 

på 132/150 kV og netselskaberne driver typisk forde- 

lingsanlæggene på de lave spændingsniveauer (0,4 

– 50/60 kV) 

Net- og regionale transmissionsselskaber har 

blandt andet til opgave at sikre en tilstrækkelig og 

effektiv transport af elektricitet, tilslutte producenter 

og kunder til elnettet, måle levering og elforbrug 

samt i fornødent omfang at stille transmissionsnet til 

rådighed for systemansvaret. 

Netselskaber har tillige en række opgaver med at 

administrere offentlige pålæg. Disse opgaver vedrø- 

rer blandt energirådgivning, opkræve PSO-tariffer på 

vegne af Energinet.dk og informationsaktiviteter. 

Net- og regionale transmissionsselskaber blev 

pr. 1. januar 2000 udskilt fra de hidtidige elforsy- 

ningsvirksomheder og underkastet en regulering, 

hvor Energitilsynet for hver virksomhed fastlægger en 

øvre grænse (indtægtsramme) for hvor meget, der må 

opkræves over tarifferne m.v. for de enkelte virksom- 

heders ydelser. 

Lovgivningen fastlægger endvidere, at indtægts- 

rammerne skal fastlægges således, at de gennem- 

snitlige nettariffer – som udgangspunkt – ikke stiger 

i forhold til niveauet pr. 1. januar 2004. 


62 T r a n s m I s s I o n s - o g d I s T r I b u T I o n s s E l s K a b E r 

Figur 39 

Kabellægningsprocent (0,4-20 kv) pr. netselskab 

Netselskaber 

0 10 

20 

30 

40 

50 

60 

70 

80 

90 

100 pct. 

Figur 39: Strømmen transporteres af en lang række netsel- 

skaber, der har hvert deres forsyningsområde. 

Figuren viser for hvert netselskab, hvor stor en pro- 

centdel af elnettet på de lave spændinger (0,4-20 kV), der 

er kabellagt. Langt de fleste elkunder modtager el på disse 

spændingsniveauer. 

Diagrammet viser videre, at i alle netselskaber er mindst 

70 pct. af nettet kabellagt. De selskaber, der har en kabel- 

lægningsprocent på mere end 90 pct., udgør 60 pct. af 

samlet km-kabel og 30 pct. af samlet km-luftledning.

Figur 40 

netselskabernes driftsudgifter pr. transporterede kWh 

Netselskaber 

0 0,05 0,1 0,15 0,2 0,25 0,3 kr/kWh 

Figur 40: Netselskaberne har i 2006 samlede driftsom- 

kostninger på ca. 3,7 mia. kr. I gennemsnit svarer det til 

driftsomkostninger på lidt mere end 10 øre pr. transporte- 

ret kWh. Figuren viser, at driftsomkostningerne pr. kWh i 

2006 varierer fra ca. 4 øre til ca. 24 øre. 

Forskelle i driftsudgifter pr. kWh afspejler bl.a., at selska- 

berne har forskellige rammevilkår. Nettenes alder, konfi- 

guration, geografiske placering og belastning kan således 

påvirke de samlede driftsudgifter pr. transporteret kWh. 


6 

T r a n s m I s s I o n s - o g d I s T r I b u T I o n s s E l s K a b E r 

Figur 41 

værdi af netselskabers strømførende anlæg pr. transporterede kWh 

Netselskaber 

0 0,5 

1 

1,5 

2 

2,5 kr/kWh 

Figur 41: Den bogførte værdi af netselskabernes distri- 

butionsnet er ca. 31 mia. kr. I gennemsnit svarer det til, 

at distributionsnettet har en værdi på knap 1 kr. målt pr. 

årligt transporteret kWh. Figuren viser, at der er stor for- 

skel på netselskabers bogførte værdi af nettet i forhold til 

den transporterede energi. Nøgletallet varierer således fra 

ca. 30 øre til knap 2 kr. 

Forskelle i bogført værdi af distributionsnettet pr. 

årlig transporteret kWh afspejler især forskelle i nettenes 

alder.

Tabel 10 

fordeling af kunder og transport af el på aflæsnings- og afregningsmetode 

Tabel 10: Enkelte netselskaber er i færd med at udskifte 

elmålere hos skabelonkunder til målere der kan fjernaf- 

læses. Ved udgangen af 2006 var således ca. 137.000 ska- 

belonkunder fjernaflæst. Ved udgangen af 2007 forventes 

dette tal mere end fordoblet til ca. 277.000 skabelonkun- 

der. Traditionelt har kun timeafregnede elkunder været 

fjernaflæst. 

Timeafregnede elkunder er der ca. 43.000 af i 

Danmark. Der er med andre ord tale om en mangedobling 

antal mWh 

Skabelonkunder, der fjernaflæses ved udgangen af 2006 136 900 813 000 

Skabelonkunder som er planlagt at blive fjernaflæst i løbet af 2007 139 900 799 000 

Skabelonkunder der ikke er plan om at fjernaflæse i løbet af 2007 2 877 100 15 343 000 

Skabelonkunder i alt 3 153 900 16 955 000 

timeafregnede kunder, i alt 42 900 17 287 000 

kunder i alt 3 196 800 34 242 000 

af fjernaflæsningen i Danmark. Det forhold at skabelon- 

kunder skifter til at være fjernaflæst betyder ikke, at der 

bliver tale om at kunderne også skifter til at være time- 

afregnede. Da timeafregning forudsætter daglig hjemtag- 

ning af måledata vil dette fortsat typisk vælges for større 

elkunder. For fjernaflæste skabelonkunder vil måledata 

typisk hjemtages sjældnere. 


66 


Figur 42 

netselskabers transport af el procentfordelt efter elkunders aflæsningsform 

Netselskaber 

Figur 42 viser, at netselskaber er vidt forskellige mht. andelen af 

forbrug som timeafregnes. En række mindre netselskaber har således 

slet ingen timeafregnede elkunder. Idet forbrugsgrænsen over hvilket 

timeafregning er pligtigt er 100.000 kWh/år, er der i disse netområder 

ingen elkunder med et forbrug herover. Endvidere viser figuren at der 

i en halv snes netselskaber findes fjernaflæste skabelonkunder, samt 

hvorvidt der er planer for yderligere udrulning af fjernaflæsnings- 

målere i 2007. Ved udgangen af 2007 vil tre netområder efter planen 

have over 80 pct. af elforbruget fjernaflæst. I et af områderne skyldes 

dette den store andel af timeafregnet forbrug, mens de to andre 

netområder er kendetegnet ved stor udrulning af fjernaflæsnings- 

målere for skabelonkunder. 

Timeafregnede kunder 

Skabelonkunder, der fjernaflæses ved udgangen af 2006 

Skabelonkunder som er planlagt at blive fjernaflæst i løbet af 2007 

Skabelonkunder der ikke er plan om at fjernaflæse i løbet af 2007 

0 10 

20 

30 

40 

50 

60 

70 

80 

90 

100 pct.

Figur 43 

netselskabers antal kunder procentfordelt efter aflæsningsform 

Netselskaber 

Figur 43 viser i forhold til figur 45, at ska- 

belonkunderne antalsmæssigt betyder langt 

mest. Ved udgangen af 2007 vil efter planen 

tre netselskaber have fjernaflæsning på mere 

end halvdelen af kunderne. 

Timeafregnede kunder 

Skabelonkunder, der fjernaflæses ved udgangen af 2006 

Skabelonkunder som er planlagt at blive fjernaflæst i løbet af 2007 

Skabelonkunder der ikke er plan om at fjernaflæse i løbet af 2007 

0 10 

20 

30 

40 

50 

60 

70 

80 

90 

100 pct. 


68 T r a n s m I s s I o n s - o g d I s T r I b u T I o n s s E l s K a b E r 

2 

1 

Horns Rev 

Ramme 

Figur 44 

Højspændingsnettet i Danmark samt udlandsforbindelser 2007 

Bedsted 

Estrupvej 

Nors 

Idomlund 

Videbæk 

Stovstrup 

ESBJERGVÆRKET 

Struer 

NORGE 

Karlsgårde 

Frøstrup 

Bilstrup 

SIGNATURFORKLARING: 

250 kV 

350 kV 

Skagerrak 

Herning 

Sdr. Felding 

Lykkegård Endrup 

Ribe 

Holsted 

Askær 

TYSKLAND 

Nibstrup 

Bredekær 

I drift Under 

planlægning 

400 kV-system 

220 kV-system 

132 kV- eller 150 kV-system 

60 kV-system 

Jævnstrøm (HVDC) 

Tværgående streger angiver antal systemer 

Starbakke 

Dybvad 

Klim 

Fredensdal 

NORDJYLLANDSVÆRKET 

Hvorupgård 

Skansen 

Håndværkervej 

Vester Hassing 

Ådalen Ålborg Øst 

Vilsted 

Thyregod 

Loldrup 

Landerupgård 

Andst 

Magstrup 

Bramdrup 

Tjele 

Tange 

Ferslev 

Hørning 

Tinghøj 

Mollerup 

Bjørnholt 

Knabberup 

SKÆRBÆKVÆRKET 

Tyrstrup 

Bredebro Kassø ENSTEDVÆRKET 

Mosbæk 

Hatting 

Ryttergård 

Sønderborg 

Kærbybro 

Hornbæk 

Moselund 

Abildskov 

Trige 

Hasle 

Høskov 

Mårslet 

Malling 

Mesballe 

Graderup 

FYNSVÆRKET 

Kingstrup 

Odense SØ 

Konti-Skan 

STUDSTRUPVÆRKET 

Fraugde 

Svendborg 

Åstrup 

ASNÆSVÆRKET 

Storebælt 

400 kV 

Kalundborg 

275 kV 

285 kV 

Herslev 

STIGSNÆSVÆRKET 

Vestlolland 

Rødby 

SVERIGE 

Hovegård 

Torslunde 

Nr. Asmindrup 

Valseværket 

400 kV 

Kontek 

TYSKLAND 

I drift Under 

planlægning 

132 kV- eller 150 kV-station 

400 kV-station 

Kraftværker 

Sperrestrupgård 

KYNDBY 

VÆRKET 

Lyngerup Ølstykkegård 

Radsted 

Nymøllegård 

Vindingegård 

Kirkeskovgård 

Kamstrup 

Østerholm 

Orehoved 

Måløvgård 

Vejleå 

Ishøj 

Hovedstadsområdet 

Ballerupgård 

Flaskegård 

Hareskov Bagsværdgård 

gård 

Ejbygård Lindevang 

Brøndbygård 

Blangslev 

Borup 

Masnedøværket 

Eskildstrup 

Idestrup 

Dyregård 

Grønnegård 

Bellahøj 

Vigerslev kbst 

AVEDØRE VÆRKET 

Glentegård 

H.C.ØRSTED 

VÆRKET 

SVERIGE 

Teglstrupgård 

Allerødgård 

Stasevang 

Gørløsegård 

Nyrup 

Mosedegård 

Ostedgård Karlstrup 

Jersie 

Bjæverskov/Spanager 

Ringsted 

Hejninge 

Herlufmagle 

Haslev 

Rislev 

Fensmark 

Næstved 

Rødsand 2 

Havmøllepark 

Nysted 

Svanemølle kbst 

SVANEMØLLE- 

VÆRKET 

ØSTKRAFT 

Kastrup 

AMAGER- 

VÆRKET 

Amager kbst 

SVERIGE

Figur 44: Kortet viser ledninger og kabler på de højeste 

spændingsniveauer fra 132 kV til 400 kV (samt 60 kV kablet 

fra Skåne til Bornholm). Disse forbindelser bruges først og 

fremmest til transport af el over lange afstande og er en 

forudsætning for en sikker elforsyning og for et velfun- 

gerende elmarked. Kortet viser, at højspændingsnettet 

sammenkobler kraftværkerne i Danmark og udlandet, så 

at elhandelen kan fungere over grænserne og for at kraft- 

værkerne kan yde gensidig reserve, hvis der i en periode er 

brug for at producere og overføre yderligere energi. 

Et vigtigt perspektiv for forstærkning og udbygning 

af det overordnede transmissionsnet (højspændingsnet- 

tet) er indpasningen af den decentrale produktion, der 

er bundet til vindkraft og behovet for kraftvarme. Den 

decentrale produktions uforudsigelige karakter betyder, at 

der opstår situationer med et stort eloverskud og situa- 

tioner med et underskud. Disse ubalancer stiller krav til 

udbygning af højspændingsnettet, så el kan transporteres 

til og fra områder. 

Et andet perspektiv er at højspændingsnettet har direkte 

betydning for prisdannelsen på det kommercielle elmar- 

ked. Begrænsninger i højspændingsnettet og udlands- 

forbindelser medfører, at der opstår prisforskelle mellem 

områder. 

Det danske højspændingsnet er velfungerende, men 

der er behov for nye investeringer i de kommende år. 

Investeringerne udløses blandt andet af, at der forventes 

mangel på elektricitet og produktionskapacitet i Norden. 

Der synes derfor at være behov for at øge kapaciteten til 

udveksling af energi mellem Norden og kontinentet. For 

det danske højspændingsnet kan det blandt andet betyde 

forstærkning af eksisterende forbindelser til udlandet og 

nye forbindelser til Norge og under Storebælt (er god- 

kendt). 


70 


Tabel 11 

Kabel- og luftledningsnettets længde 

400-132 kv 

Tabel 11: Det danske el-transportsystem er under stadig 

forandring. Øgede krav til udveksling af energi over lande- 

grænser og integration af den stigende mængde vindkraft 

og transmission af varmebunden elproduktion gør det 

nødvendigt at udbygge og forstærke nettene. 

I de fleste tilfælde vælger selskaberne at kabellægge 

nye eller renoverede netstrækninger. 

Forsyningssikkerheden øges ved kabellægning af 

luftlinier, fordi der er lavere risiko for fejl som følge af 

kabler i km luftledninger i km 

2004 2005 2006 2004 2005 2006 

Hele landet 920 1 039 1 097 5 471 5 304 5 267 

heraf søkabler 216 216 216 

60-30 kV 

Hele landet 2 570 2 666 2 760 5 747 5 730 5 705 


20-6 kv 

Hele landet 50 010 51 772 53 428 10 817 9 496 8 138 


0,4 kv 

Hele landet 81 458 83 748 85 730 11 452 9 859 8 372 

ialt 

Hele landet 134 958 139 225 143 015 33 487 30 389 27 482 


påkørsler, træer der falder ind over linier, lynnedslag og 

orkaner. Orkanen i december 1999 og igen i januar 2005 

gav store ødelæggelser på elnettet og forårsagede, at 

mange forbrugere var uden strøm i flere dage. En anden 

grund til at kabellægge er forbedringen af det visuelle 

miljø og fjernelse af imprægnerede master fra naturen. 

Tabellen viser, at længden af de danske luftlednin- 

ger blev 3100 km kortere i løbet af 2006, mens den kabel- 

lagte del af nettet voksede knap 3800 km.

Figur 45 

Antal og ydeevne af transformerstationer i nettet 

GVA ydeevne 

30 

25 

20 

15 

10 

5 

0 

149 

828 

2002 

67 071 

149 

2003 

2004 

Figur 45: Transformerstationerne omformer elspænding 

fra et niveau til et andet. Typisk har transformerstationer- 

ne i nettet nedtransformeret spænding på elektricitetens 

vej fra centrale kraftværker til kunderne. I forbindelse med 

stigende mængder lokal produktion på lavere spændings- 

niveauer, er der i perioder om vinteren stort behov for 

at optransformere spænding med henblik på eksport af 

”eloverløb”. 

778 

68 182 

150 

854 

68 457 

152 

852 

2005 

69 133 

153 

847 


69 069 

Ydeevne 400-132 kV 



Der sker en gradvis udbygning af transformerkapaciteten 

på de forskellige spændingsniveauer. I 2006 udgør den 

samlede stigning knap 2 procent. 

Figuren viser tranformernes ydeevne i GVA og antallet af 

transformere (tallene i søjlerne). 


72 


Figur 46 

Antal afbrydelser pr. leveringspunkt i 10-20 kV stationer 

1,0 

0,9 

0,8 

0,7 

0,6 

0,5 

0,4 

0,3 

0,2 

0,1 

0,0 

1997 

1998 

1999 

2000 

2001 

2002 

Figur 46: Der er i Danmark ført en statistik over fejl og 

afbrud i 10-400 kV nettene siden starten af 1970’erne. EL- 

forsyningens Fejl- og Afbruds Statistik (EL-FAS) bygger på 

en frivillig deltagelse fra netselskaberne og ved udgangen 

af 2006 var ca. 90 % af 10-20 kV nettet repræsenteret i 

statistikken. Fra 1. januar 2006 har det været et krav fra 

Energitilsynets side, at alle netselskaber skal registrere fejl 

og afbrud i 10-400 kV nettet. Fra 1. januar 2007 vil netsel- 

skaberne også skulle registrere fejl og afbrud i lavspæn- 

dingsnettet. Fejl i lavspændingsnettet indgår således ikke 

i tallene for 2006. 

Figuren viser, at der normalt er ca. 0,5 afbrydelse pr. 

år i Danmark, svarende til at en netstation i gennemsnit 

afbrydes én gang i løbet af en periode på 2 år. De tilsva- 

rende tal i Norge og Sverige er på lidt mere end 3,0 og 1,0 

afbrydelser pr. år. 

2003 

2004 

2005 


Landsdækkende storm, 2005 

Systemfejl i Sydsverige og på Sjælland, 2003 

Systemfejl i Jylland 2002 

Orkan, 1999 

Øvrige 

Ny- og ombygning 

Revision 

Fejl udenfor området 

Fejl i eget statistikområde 

På figuren ses en stigning i ”Ny og ombygning” i 2006. 

Denne stigning hænger sammen med, at Energitilsynet 

fra 1. januar 2006 introducerede nye retningslinier for 

registrering af fejl og afbrud. Disse retningslinier fore- 

skriver bl.a., at afbrud af produktionsenheder som f.eks. 

vindmøller og decentrale kraftvarmeværker, også skal 

registreres. Vindmøller er normalt tilsluttet nettet på 

meget økonomisk favorable og særlige vilkår, hvorved 

vindmølleejeren bl.a. accepterer en lavere forsynings- og 

leveringssikkerhed i tilfælde af fejlsituationer i nettet. 

Den væsentligste andel af afbrud som følge af ny- og 

ombygning kan derfor henledes til vindmøller i det dan- 

ske el-net.

Figur 47 

Afbrydelser i minutter fordelt på årsager 

140 

120 

100 

80 

60 

40 

20 

0 

1997 

1998 

1999 

2000 

2001 

2002 

Figur 47: Den gennemsnitlige afbrudsvarighed målt i 

minutter for 10-20 kV netstationer er illustreret på figu- 

ren, og der er foretaget en opdeling på hovedårsagen 

til driftsforstyrrelserne, som er årsagen til de beregnede 

afbrudsvarigheder. 

Der er ikke nogen klar tendens i retning af stigende eller 

faldende afbrudsvarigheder. Det skyldes bl.a. at kabel- 

lægning medfører færre afbrydelser, men typisk en lidt 

længere afbrudsvarighed for de enkelte afbrydelser, da 

det tager længere tid at lokalisere og reparere fejl på jord- 

kabler end eksempelvis luftledningsanlæg. Kabellægning 

af luftledningsstrækning vil betyde, at man undgår mas- 

sive afbrydelser som ved orkanen i 1999 og det kraftige 

stormvejr i 2005, selvom så voldsomme hændelser også 

i mindre grad vil påvirke kabelnet f.eks. ved nedfaldne 

træer i netstationer o.lign. 

2003 

2004 

2005 


Landsdækkende storm, 2005 

Systemfejl i Sydsverige og på Sjælland, 2003 

Systemfejl i Jylland 2002 

Orkan, 1999 

Øvrige 

Ny- og ombygning 

Revision 

Fejl udenfor området 

Fejl i eget statistikområde 

Statistikken viser, at netstationerne i et normalt år gen- 

nemsnitlig er afbrudt ca. 30-40 minutter. De tilsvarende 

tal i Norge og Sverige er ca. 5,5 timer og 2,5 timer pr. år. 

Afbrudsvarigheden i 2002 er næsten dobbelt så stor 

som normalt på grund af den systemfejl, der lørdag d. 

28. december ramte det vestdanske højspændingsnet. 

De mange minutters afbrydelser i 2003 skyldes primært 

strømafbrydelsen i Sydsverige, som resulterede i et spæn- 

dingskollaps i Øst-danmark den 23. september. 


7 


Figur 48 

afbrud pr. kunde pr. år 

Uvarslede i eget statistikområde 

Uvarslede uden for eget statstikområde 

Varslede i eget statistikområde 

Varslede uden for eget statstikområde 

Afbrud i eget statistikområde som følge af 3. part 

Afbrud i eget statistikområde som følge af force majeure 

Figur 49 

afbrudsvarighed i minutter pr. kunde pr. år 

Uvarslede i eget statistikområde 

Uvarslede uden for eget statstikområde 

Varslede i eget statistikområde 

Varslede uden for eget statstikområde 

Afbrud i eget statistikområde som følge af 3. part 

Afbrud i eget statistikområde som følge af force majeure 

Figur 48: Med Energitilsynets nye retningslinier for regi- 

strering af fejl og afbrud skal netselskaberne registrere 

det antal forbrugere, som blev afbrudt ved en fejl eller en 

planlagt afbrydelse. Denne kunderegistrering er ikke fore- 

taget historisk, og er derfor kun tilgængelig for 2006. 

Af figuren ses, at den gennemsnitlige elforbruger i 

Danmark i 2006 oplevede en afbrudshyppighed på 0,52 

afbrud pr. år (SAIFI) – det svarer til en strømafbrydelse ca. 

én gang hvert andet år. Dette stemmer godt overens med 

den historiske leveringssikkerhed i perioden 1997 til 2006 

målt pr. leveringspunkt. 

Med de nye retningslinier har Energitilsynet til- 

lige indført en ny kategorisering af fejl og afbrud. Denne 

kategorisering går på, i hvilket omfang kunden har været 

varslet om strømafbrydelsen eller ej. Samtidig går den nye 

kategorisering på, om afbrydelsen skyldtes 3. part f.eks. 

en entreprenør, som kommer til at grave et el-kabel over 

eller, hvorvidt hændelsen kunne tilskrives force majeure 

f.eks. stormflod d. 1. november 2006. 

Figur 49: Den gennemsnitlige afbrudsvarighed, som den 

gennemsnitlige elforbruger i Danmark oplevede i 2006, var 

på 25,8 minutter (SAIDI). 

Af figur 49 og af den tilsvarende figur 48 for 

antallet af kundeafbrud pr. år ses, at afbrud som følge af 

3. part har relativ stor indflydelse på leveringssikkerhe- 

den. I begge tilfælde udgør afbrud som følge af 3. part 

ca. 20 % af de strømafbrydelser den gennemsnitlige 

elforbruger oplevede i 2006.

Figur 50 

Indikativ rangordning af netselskabers afbrudshyppighed i 2006 (afbrud pr. kunde) 

1,2 

1,0 

0,8 

0,6 

0,4 

0,2 

0 

Figur 51 

Netselskabers afbrudsvarighed i 2006 - rangordnet som figur 50 (minutter pr. kunde) 

70 

60 

50 

40 

30 

20 

10 

0 

Figur 50 og 51: Figur 50 og 51 viser en indikativ rangord- 

ning af netselskabernes afbrudshyppigheder og –varig- 

heder vægtet pr. kunde (SAIFI / SAIDI). Netselskabernes 

rangordningen er sorteret efter selskabernes afbrudshyp- 

pighed (afbrud pr. kunde). Der skelnes ikke på årsagerne 

til afbrydelserne. 

Antallet af afbrud pr. kunde hænger normalt sammen 

med nettenes opbygning (kabel og/eller luftledning) samt 

kundetætheden i det enkelte netselskabs forsyningsom- 

råde. I net med en høj andel af luftledning opleves typisk 

flere afbrud, idet luftledningsnet i sagens natur er mere 

sårbare end kabelnet f.eks. som under det islag, der pas- 

Netselskab 

Landsgennemsnit 

serede ind over landet d. 20. januar 2006. Tilsvarende vil 

der i tæt befolkede områder være flere el-forbrugere, som 

bliver berørt af en strømafbrydelse. 

På figur 50 ses det, at ni netselskaber i 2006 havde 

en højere afbrudshyppighed pr. kunde end landsgen- 

nemsnittet. Tilsvarende viser figur 51, at seks netselskaber 

havde en afbrudsvarighed over eller omkring landsgen- 

nemsnittet. Det ses videre, at fire netselskaber ligger 

over landsgennemsnittet for både afbrudshyppighed og 

-varighed. Langt størstedelen af netselskaberne ligger dog 

under landsgennemsnit. 

Netselskab 

Landsgennemsnit 


76 


Figur 52 

Elsystemets opbygning 

Vindmøller 

Vindmøller 

Decentrale 

kraftvarmeværker 

Erhvervsværker 

60-30 kV 

Centrale værker 

Decentrale 

kraftvarmeværker 

400-132 kV 

Husholdninger 

0,4 kV 

20-6 kV 

Vindmøller 

Virksomheder 

Virksomheder 

Udland Produktion Transmission Distribution/forbrug 

Vand 

Udlandet

Figur 52: Figuren giver en skematisk fremstilling af den 

fysiske side af elsystemet. Ved dimensionering af det 

samlede elsystem er både produktionskapacitetens til- 

stedeværelse og placering afgørende. Desuden er nettets 

evne til at transportere energi vigtig. 

Tidligere var elsystemerne dimensioneret efter forsy- 

ningen i lokalområdet. Det er ikke længere tilfældet, idet 

elsystemet nu skal ses i sammenhæng med de omliggende 

områder og udlandet. 

Et kendetegn ved det danske elsystem er, at ca. 40 

procent af produktionskapaciteten er tilsluttet på 60 kV 

eller lavere spændingsniveauer. Denne del af produkti- 

onsapparatet består især af decentrale kraftvarmeværker 

og vindmøller, og produktionen er her tidsmæssigt bundet 

til, hvornår der er behov for varme, og hvornår vinden 

blæser. 

Denne stigende ”bundne elproduktion” betyder, 

at den del af forbruget, der dækkes af produktion på de 

centrale værker og import, mindskes. Tilsvarende øges 

behovet for regulering og eksport af el, når den bundne 

produktion overstiger elforbruget. 

Transmissionssystemet, udlandsforbindelserne og de cen- 

trale anlæg har nu betydelige opgaver med at regulere 

det samlede elsystem. Hertil kommer andre virkemidler 

rettet mod forbruget, som f.eks. at flytte elforbrug til 

perioder med stor bunden elproduktion og generelle elbesparelser. 

De fleste kunder modtager el på lavspændingsniveau 

(0,4 kV), men en række større erhvervskunder modtager el 

direkte fra højere spændingsniveauer (især 10 kV). 


78 


Tabel 12 

netselskabers driftsregnskab 2006 


resultatopgørelse mio. kr. mio. kr. 

Variabel nettarif inkl. PSO 7 820 6 500 

Abonnementsafgift 1 837 2 100 

Tilslutningsbidrag og øvrige indtægter 1 052 1 370 

indtægter før finansielle poster 10 709 9 970 

Køb af netydelser fra andre selskaber inkl. PSO 5 341 3 600 

Køb af aftagepligtig produktion 187 0 

Elkøb til dækning af eget nettab 499 700 

Driftsomkostninger 3 063 3 700 

Af- og nedskrivninger 1 525 1 500 

omkostninger før finansielle poster 10 615 9 500 

resultat før skat og finansielle poster 94 470 

Finansielle indtægter 3 763 1 850 

Finansielle omkostninger 540 450 

resultat før skat 3 317 1 870 

Tabel 12: Netselskabernes samlede omsætning falder 

fra 10,8 mia. kr. i 2005 til 9,5 mia. kr. i 2006. Faldet i 

omsætningen skyldes især et fald i PSO-tariffen, som 

netselskaber opkræver for den systemansvarlige virksom- 

hed (Energinet.dk). PSO-tariffen er ca. 1,3 mia. kr. lavere 

i 2006 end året før, og tariffen dækker bl.a. pristillæg til 

decentrale kraftvarmeværker og vindmøller. 

Netselskabernes egne indtægter til de bevillingsplig- 

tige opgaver reguleres af Energitilsynet i henhold til gæl- 

dende regulering, der har fastlåst selskabernes indtægter 

til niveauet i 2004. De gennemsnitlige tariffer i 2004 

tillades pristalsreguleret. Tarifindtægterne kan dog også 

hæves i forhold til 2004 i forbindelse med finansiering 

af nyinvesteringer og afholdelse af omkostninger, der er 

pålagt netselskabet. 

Den foreløbige regnskabsstatistik for 2006 viser, at 

selskabernes samlede omkostninger i 2006 var ca. 9,5 mia. 

kr. inklusive betalinger på 3,6 mia. kr. til systemansvaret 

og overliggende transmissionsselskaber. 

Netselskabernes samlede resultat før skat og finan- 

sielle poster opgøres til 470 mio. kr. i 2006. 

Netselskabernes finansielle indtægter er reduceret 

i forhold til året før. Faldet i de finansielle indtægter 

afspejler, at en række netselskaber har solgt ejerandele til 

finansielle anlægsaktiver. Det samlede resultat før skat i 

2006 er på knap 2 mia. kr. 

Netselskabernes hovedopgave er at sikre, at nettene 

på de lavere spændingsniveauer fungerer optimalt og 

udbygges i takt med behovene. Hertil kommer opgaver 

med bl.a. måling af kundernes elforbrug og energiråd- 

givning.

Tabel 13 

netselskabers balance 2006 

ultimo 2005 ultimo 2006 

Balance mio. kr. mio. kr. 

anlægsaktiver, i alt 52 280 42 550 

Immaterielle anlægsaktiver, i alt 229 50 

Materielle anlægsaktiver, i alt 32 679 32 500 

- Grunde og bygninger 694 500 

- Transmissions- og distributionsnet m.v. 30 769 31 000 

- Øvrige materielle anlægsaktiver 1 216 1 000 

Finansielle anlægsaktiver, i alt 19 372 10 000 

omsætningsaktiver, i alt 22 940 15 000 

aktiver i alt 75 220 57 550 

egenkapital, i alt 42 695 40 000 

Hensættelser 2 981 2 500 

langfristet gæld 3 773 3 700 

kortfristet gæld 25 772 11 350 

Passiver i alt 75 220 57 550 

Tabel 13: Den foreløbige regnskabsstatistik viser, at netsel- 

skaberne har en balance på ca. 58 mia. kr. ved udgangen 

af 2006. 

Selskabernes samlede kortfristede gæld var meget 

høj ved begyndelsen af 2006 som følge af ændringer i 

koncern- og kapitalstruktur, der krævede selvstændig 

finansiering i netselskaber. I løbet af 2006 er kapitalfor- 

holdene normaliseret i netselskaberne, og den kortfristede 

gæld er nedbragt ved udgangen af året. 

mia. kr. 

Netselskaberne har en bogført egenkapital på 40 


80 


Tabel 14 

regionale transmissionsselskabers driftsregnskab 2006 

Tabel 14: De regionale transmissionsselskaber har ifølge de 

foreløbige regnskabsstatistikker et overskud før skat i 2006 

på ca. 260 mio. kr. De samlede indtægter før finansielle 

poster er ca. 1.000 mio. kr. Faldet i omsætningen i forhold 

til 2005 kan i sær henføres til, at det systemansvarlige 

selskab (det statsejede Energinet.dk) i enkelte tilfælde 

fakturerer direkte til netselskaberne og ikke som tidligere 

via det regionale transmissionsselskab. 

De 10 regionale transmissionsselskaber ejer hoved- 

parten af det danske transmissionsnet på 132/150 kV og 

dele af fordelingsnettet på 50/60 kV. 

Transmissionsnettet har til opgave at forsyne netsel- 

skabernes distributionsnet med elektrisk energi, trans- 



Variabel nettarif 1 359 940 

Øvrige indtægter 81 80 


Køb af netydelser fra andre selskaber 692 200 

Drift- og vedligeholdelse m.v. 294 280 

Af- og nedskrivninger 294 290 

omkostninger før finansielle poster 1 279 770 

resultat før skat og finansielle poster 162 250 

Finansielle indtægter 30 30 

Finansielle omkostninger 5 20 

resultat før skat 187 260 

portere energi væk fra store decentrale produktionsen- 

heder og eventuelt flytte energi fra landsdel til landsdel. 

Transmissionsnettet på 132/150 kV stilles til rådighed for 

systemansvaret, der har det overordnede ansvar for for- 

syningssikkerheden. 

Fra 2005 har Energinet.dk en forkøbsret og forkøbs- 

pligt til 132/150 kV-nettet. Købsretten udløses bl.a., hvis 

over 50 procent af ejerandelene i et selskab, som ejer 

transmissionsnet, skifter ejer. Ved udgangen af 2006 er 

der igangsat en proces med at værdiansætte og sælge 

transmissionsnet, som DONG har købt ved overtagelsen af 

NESA og Københavns Energi.

Tabel 15 

regionale transmissionsselskabers balance 2006 

Tabel 15: Den foreløbige opgørelse viser, at regionale 

transmissionsselskabers samlede aktiver har en bogført 

værdi på ca. 7,9 mia. kr. ved udgangen af 2006. 

Den bogførte egenkapital er på ca. 7 mia. kr. Der 

er nogen usikkerhed knyttet til værdiansættelsen af de 

regionale transmissionsselskaber. Det skyldes dels verse- 

rende sager i Energiklagenævnet om monopolreguleringen 

af selskabernes indtægter og dels usikkerhed om værdi- 

ansættelsen ved udløsning af Energinet.dk’s forkøbsret til 

bl.a. DONGs transmissionsnet. 

ultimo 2005 ultimo 2006 


anlægsaktiver, i alt 6 801 6 920 

Immaterielle anlægsaktiver, i alt 0 0 

Materielle anlægsaktiver, i alt 6 684 6 820 

- Grunde og bygninger 135 125 

- Transmissions- og distributionsnet m.v. 6 153 6 300 

- Øvrige materielle anlægsaktiver 397 395 

Finansielle anlægsaktiver, i alt 117 100 

omsætningsaktiver, i alt 1 023 1 000 

aktiver i alt 7 824 7 920 

egenkapital, i alt 6 892 7 000 

Hensættelser 243 290 

langfristet gæld 461 450 

kortfristet gæld 227 180 



82 


Handel 

Elhandelsselskaber – herunder elhandelsselskaber 

med forsyningspligt – er markedets detailhandlere. 

Elhandelsselskaber har tillige ofte andre aktiviteter 

i forbindelse med salg af elektricitet: Balanceansvar 

(rapportering til systemansvar om planlagt forbrug 

hos kunder) og porteføljeforvaltning (rådgivning om 

elkøb m.v. til store elkunder) samt energirådgivning. 

Selskaberne køber elektricitet via elbørser eller 

direkte fra producenter eller via en mellemhandler. 

På det danske marked var der i 2006 knap 

20 elhandelsselskaber (uden forsyningspligt). Langt 

hovedparten af de timemålte kunder køber el via et 

sådan elhandelsselskab. 

Prisen for salg af el inden for forsyningsplig- 

ten er reguleret af Energitilsynet. Siden januar 2005 

har salg af forsyningspligtig el kunnet ske i samme 

selskab, som også sælger el på almindelige mar- 

kedsmæssige vilkår. Forsyningspligten indebærer, at 

et selskab med en offentlig bevilling har pligt til at 

levere el til kunder, der ikke har indgået en kontrakt 

med et elhandelsselskab. Ved udgangen af 2006 er 

der ca. 40 selskaber, der har forsyningspligt i afgræn- 

sede geografiske områder. 

Foruden elhandelsselskaber findes elmæglere, 

der fokuserer på at hjælpe store kunder til køb af 

el på bedst mulige vilkår. Nogle tilbyder ydelser på 

engrosmarkedet som mellemled mellem producenter 

og forsyningspligtselskaber, andre henvender sig til 

detailmarkedet som mellemled mellem slutkunder 

og leverandører. 


8 h a n d E l 

Figur 53 

Procent elforbrug der har skiftet leverandør 

30 

25 

20 

15 

10 

5 

0 

2003 

4. kvartal 

3. kvartal 

2. kvartal 

1. kvartal 

2004 

2005 


Figur 53 viser hvor stor en del af det danske elforbrug, 

der har skiftet elleverandør, siden elmarkedet blev fuldt 

åbnet. 

I 2003 skiftede over 25 pct. af elforbruget leverandør 

- mens det i 2006 var nede på lidt under 10 pct. Der er 

her både tale om skabelonkunder samt timeregistrerede 

kunder. 

Det er især leverandørskiftene hos de timeregistre- 

rede (store) kunder der vægter tungt i denne statistik. Af 

de knap 3100 GWh der skiftede leverandør i 2006 kom de 

85 pct. fra timeregistrerede kunder - mens de resterende 

15 pct. skyldtes leverandørskift hos skabelonkunder.

Figur 54 

leverandørskift i 2006 pr. netselskab - procent elforbrug der har skiftet elleverandør 

Netselskaber 

0 10 

20 

30 

40 

50 pct. 

Figur 54: Der er betydelig forskel mellem de enkelte 

netområder på, hvor stor en andel af elforbruget for hvil- 

ket, der skiftes elleverandør. 

Mens nogle typisk små netselskaber i 2006 oplevede, 

at stort set ingen elkunder skiftede elleverandør, så har 

enkelte andre netselskaber oplevet, at over 20 pct. af 

elforbruget i netområdet har fået ny elleverandør. Det er 

primært de store dvs. timeafregnede elkunders skift af 

elleverandør som slår igennem i disse tilfælde. 


86 

h a n d E l 

Tabel 16 

leverandørskift fordelt på kvartaler 

Tabel 16: 

Fra 1. januar 2003 har alle danske elkunder haft mulighed 

for at skifte elleverandør. 

Kunderne er opdelt i to typer. Skabelonkunder (primært 

husholdninger og mindre erhvervskunder) og timeregistre- 

rede kunder (hvis elforbrug måles og afregnes time for time, 

fortrinsvis kunder med årsforbrug over 100.000 kWh). 

skabelonkunder timeregistrerede kunder 

Antal Antal Samlet Antal Antal Samlet 

kunder kunder, der årsforbrug kunder kunder, der årsforbrug 

har foretaget for kunder, har foretaget for kunder, 

leverandørskift der har leverandørskift der har 

skiftet skiftet 

Stk. Stk. GWh Pct. Stk. Stk. GWh Pct. 

1. kvartal 2003 3043200 44255 948 1,5 20800 6123 5448 29,4 

2. kvartal 2003 3017900 9855 315 0,3 20500 2319 1091 11,3 

3. kvartal 2003 3049000 6613 156 0,2 20400 660 224 3,2 

4. kvartal 2003 3049700 6223 168 0,2 21300 645 322 3,0 

2003 total 3039900 66946 1587 2,2 20800 9747 7085 46,9 

1. kvartal 2004 3083900 17618 352 0,6 23200 2945 2825 12,7 

2. kvartal 2004 3089900 4141 169 0,1 23200 794 535 3,4 

3. kvartal 2004 3099600 3497 86 0,1 24300 376 165 1,5 

4. kvartal 2004 3046700 3428 72 0,1 23200 573 239 2,5 

2004 total 3080000 28684 679 0,9 23500 4688 3764 19,9 

1. kvartal 2005 3086800 17107 335 0,6 38300 5708 4216 14,9 

2. kvartal 2005 3094700 5920 76 0,2 38400 663 180 1,7 

3. kvartal 2005 3097800 5918 71 0,2 40000 570 184 1,4 

4. kvartal 2005 3103400 4224 41 0,1 41100 380 142 0,9 

2005 total 3095700 33169 523 1,1 39400 7321 4722 18,6 

1. kvartal 2006 3141600 21186 248 0,7 42200 2960 1916 7,0 




2006 total 3153900 38255 465 1,2 42900 4935 2619 11,5 

Tabellen viser antal leverandørskift pr. kvartal for de to 

kundetyper. Samlet set var der i 2006 godt 43 tusinde 

kunder der skiftede elleverandør, svarende til 1,4 pct. af 

elkunderne. 

Leverandørskift mellem selskaber inden for samme 

koncern tælles med i statistikken.

Figur 55 

Selskaber med forsyningspligt 

370 

371 

Netselskabsgrænser 

398 

392 397 

395 

394 

077 

070 

083 

076 

073 

078 

092 075 

082 

091 

72 

79 66 

81 68 94 080 15 

396 

14 

095 

16 

096 

587 

588 

594 

583 

Figur 55: Kortet viser de etablerede forsyningspligtselska- 

ber. De viste forsyningsgrænser og talkoder refererer til de 

enkelte netselskaber jf. figur 6. 

En række netselskaber har dannet fælles forsynings- 

pligtselskaber. Kortet viser, at der er ni sådanne fælleseje- 

de forsyningspligtselskaber i dag. 

Forsyningspligtselskaberne skal levere strøm til kunder, 

som ikke udnytter muligheden for frit leverandørvalg. 

084 

582 

581 

584 

596 

585 

592 

Forsyningspligtområder 

Energi Nord Forsyning A/S 

An/S HHE Forsyning 

EnergiMidt Forsyning A/S 

Scanenergi Elsalg A/S 

Lokalenergi Forsyning A/S 

Forsyning A/S 

Energi Fyn Forsyning A/S 

ELGAS forsyning a.m.b.a. 

SEAS-NVE Strømmen A/S 

Selvstændigt forsyningspligtselskab 

Fra 1. januar 2005 er forsyningspligtselskabernes akti- 

viteter ikke mere lovmæssigt begrænset til ejet forsy- 

ningsområde. Der er så at sige ”elhandelsselskaber med 

forsyningspligt”. 

Energitilsynet regulerer priserne for salg til forsy- 

ningspligt-kunder 


88 

h a n d E l 

Tabel 17 

forsyningspligtige selskabers driftsregnskab 2006 

Tabel 17: Statistikken viser driftsresultatet for selskaber 

som har bevilling til at forsyne el-kunder, der ikke har 

valgt en anden leverandør. Bevillingen gælder i et geo- 

grafisk område, og selskabernes priser er regulerede af 

Energitilsynet. Mange selskaber har også tilknyttede akti- 

viteter som f.eks. salg af el på almindelige markedsvilkår, 

energirådgivning og leverance af kundeserviceydelser til 

netselskaber. 



Salg af el 5 259 7 650 

Abonnementsafgift 200 206 

Øvrige indtægter 74 140 


Køb af el 5 156 7 250 

Tab på debitorer 10 15 

Administration m.v. 297 335 

Af- og nedskrivninger 1 1 

omkostninger før finansielle poster 5 465 7 601 

Finansielle indtægter (netto) -6 5 

resultat før skat 61 400 

Tabel 18 

forsyningspligtige selskabers balance 2006 



Anlægsaktiver 50 65 

Omsætningsaktiver 1 300 1 550 


Egenkapital 550 650 

Øvrige passiver 800 965 


De foreløbige tal viser, at selskaber med forsyningspligt 

i 2006 har et samlet resultat ført skat på ca. 400 mio. 

kr. Det samlede resultat dækker over en stor variation i 

de enkelte selskabers resultat. En række selskaber har i 

2006 underskud, fordi Energitilsynets maksimalprisregu- 

lering gjorde det umuligt at justere priserne til den aktu- 

elle og overraskende prisudvikling på engrosmarkedet. 

Energitilsynets regulering er tæt koblet til den løbende 

markedsudvikling for korte terminskontrakter og uden 

hensyn til selskabernes faktiske omkostninger til indkøb af 

el m.v. Hertil kommer at Energitilsynet har afsagt kendel- 

ser for årene 2002-2004 om tilbagebetalinger af opkræ- 

vede priser, og mange selskaber har i 2006 omkostninger 

til disse tilbagebetalinger. Dansk Energi har på vegne af 

selskaber anlagt sag for domstol om at få Energitilsynets 

afgørelser annulleret. 

Enkelte selskaber har i 2006 opnået store overskud, 

som skal ses i lyset af den prissikring, der er foretaget i 

foregående år, hvor engrospriserne var væsentlig lavere. 

Statistikken viser, at omsætning af el er øget ca. 45 % 

i forhold til 2005. Den øgede værdi af omsætning skyldes, 

at den gennemsnitlige pris på korte kontrakter på engros- 

markedet i 2006 var den højeste nogensinde. 

Der er ca. 40 selskaber med bevilling til at drive forsy- 

ningspligtig virksomhed. 

Tabel 18: Selskaber med forsyningspligt har en egenkapital 

på ca. 650 mio. kr. ultimo 2006 svarende til en soliditets- 

grad på 40 procent. 

Egenkapitalen er øget ca. 100 mio. kr. i forhold til året 

før. Forøgelsen afspejler bl.a. at nogle selskaber køber ind 

på langtidskontrakter, mens Energitilsynets maksimalpris- 

regulering er baseret på tre måneders terminskontrakter. 

Det har givet behov for yderligere tilførsel af egenkapital i 

en række selskaber.

Tabel 19 

handelsselskabers driftsregnskab 2006 

Tabel 19: Tabellen viser det økonomiske resultat ved salg 

af el på en gros og detailmarkedet samt hertil relaterede 

ydelser i knap 20 selskaber. På detailmarkedet er der pri- 

mært tale om salg til erhvervsdrivende slutkunder. 

Det skønnes, at el-handelsselskaberne fik et samlet 

overskud på den primære drift på 300 mio. kr. i 2006. 

Medregnes de finansielle indtægter (netto) blev overskud 

på 320 mio. kr. før skat. 



Bruttoresultat 149 480 

Resultat før afskrivninger -25 130 

Resultat af primære drift -33 300 

overskud før skat -21 320 

Det samlede positive økonomiske resultat er opnået 

i et marked, der var præget af meget høje priser i næsten 

alle måneder. Den gennemsnitlige spotpris på engrosmar- 

kedet var på årsbasis den højeste nogensinde. De høje en 

grospriser skyldtes, at der frem til november var en meget 

lav produktionskapacitet i de norske og svenske vandkraft- 

værker. I de sidste måneder af 2006 faldt elprisen blandt 

Tabel 20 

handelsselskabernes balance 2006 



Anlægsaktiver 348 200 

Omsætningsaktiver 2 439 2 600 


Egenkapital 1 385 1 400 

Øvrige passiver 1 402 1 400 


andet som følge af betydelige nedbørsmængder, som gav 

et højt ressourceniveau i vandkraftværkerne. Lavere priser 

på CO 2 -kvoter og kul samt mildt vejr trak også priserne i 

nedadgående retning mod slutningen af 2006. 

Markedsudviklingen var samtidig præget af konkur- 

rence mellem producenterne og daglige prissætninger 

uden meget høje prisspidser. Den fornuftige og konkur- 

renceprægede daglige prissætning i 2006 har gjort det 

nemmere for handelsselskaberne at kalkulere tilbudspri- 

ser, som var tilfredsstillende for både sælgere og købere. 

Den mere stabile daglige prissætning er en væsentlig 

forklaring på, at el-handelsselskaberne har fået et drifts- 

resultat i 2006, der er bedre end året før. 

Det anslås, at handelsselskaberne samlede salg på 

detailmarkedet er ca. 25.000 GWh på årsbasis. 

Tabel 20: Nogle selskaber har andre og betydelige aktivi- 

teter end handel med el. Det er derfor ikke muligt præcist 

at afgrænse kapitalanvendelsen til elhandel og salg af 

tilknyttede ydelser til erhvervskunder. 

Baseret på tilgængelige oplysninger er der en bogført 

egenkapital på ca. 1.400 mio. kr., der kan henføres til 

elhandel og salg af tilknyttede ydelser. Med et overskud på 

ca. 250 mio. kr. efter skat var der i 2006 en forrentning af 

egenkapitalen på knap 20 %. 


90 


Systemansvar 

Energinet.dk er en selvstændig offentlig virksomhed, 

der har ansvaret for det overordnede transmissions- 

net på el- og gasområdet i Danmark. 

En række fysiske forhold ved transport af el gør, 

at et elsystem kun kan fungere, hvis der er et centralt 

organ (”systemansvar”) til at varetage en række fæl- 

lesopgaver. 

Der er begrænset plads i ledningssystemerne, så 

de skal udnyttes bedst muligt, og man skal så vidt 

mulig undgå flaskehalse. Yderligere kan el ikke lagres 

i større stil, men skal produceres i samme øjeblik, 

som kunderne ønsker at bruge den (eller eksporteres 

hvis produktionen er større end efterspørgslen i elfor- 

syningssystemet). 

Energinet.dk har ansvaret for at sikre den tekni- 

ske kvalitet og balancen mellem produktion og efter- 

spørgsel af el. Systemansvaret har således ansvaret 

for udbygning af den overordnede infrastruktur på 

elområdet, og for den løbende op- og nedregulering 

af produktionen fra producenter på elmarkedet. 

En optimal drift af elnettet og hele elsystemet hæn- 

ger også sammen med hvordan markedet fungerer, 

og hvordan prisdannelsen former sig. Energinet.dk 

overvåger prisdannelsen på engrosmarkedet og rap- 

porterer løbende til Konkurrencestyrelsen. 

Til systemansvarets hovedopgaver hører også 

forpligtelsen til at støtte miljøvenlig elproduktion 

og udvikling samt demonstration af teknologier til 

miljøvenlig produktion. Der er her tale om ”public 

service-aktiviteter” (PSO). 

Energinet.dk ejer eltransmissionsnettet på 400 

kV og er medejer af elektriske forbindelser til udlan- 

det. Desuden kan selskabet disponere over elnet på 

132 og 150 kV, som i 2006 ejedes af regionale trans- 

missionsselskaber. 

Energinet.dk’s økonomi skal balancere. Hoved- 

parten af indtægterne opkræves via tariffer på elfor- 

brug og -produktion for brug af det overordnede 

transmissionsnet. 


92 

s y s T E m a n s v a r 

Tabel 21 

omkostninger ved systemansvar og drift af højspændingsnettet i 2006 

Tabel 21: Omkostninger til net- og systemansvar omfatter 

drift af 400 kV-nettet, udlandsforbindelser og betaling 

for brug af 132/150 kV-nettet. Hertil kommer omkostnin- 

ger til at sikre forsyningssikkerheden, systemets drift og 

at markedet fungerer. Energinet.dk skal opretholde den 

tekniske kvalitet og balance i det danske elnet. Denne 

opgave løses blandt andet ved at reservere kapacitet på 

de centrale kraftværker (betaling for reservekapacitet) og 

ved i driftsøjeblikket at kræve omlægninger i produktio- 

nen mod betaling. Endelig har Energinet.dk omkostninger 

til dækning af nettab i højspændingsnettet. I 2006 var 

de samlede omkostninger til net- og systemtjenester på 

knap 2,6 mia. kr. 

Energinet.dk opkræver net- og systemtarif hos elkunder til 

dækning af ovennævnte omkostninger. 


omkostninger mio. kr. mio. kr. 

Omkostninger til net og systemtjenester 2 968 2 589 

Omkostninger til offentlige forpligtelser (miljøvenlig elproduktion) 3 597 2 362 

omkostninger i alt 6 565 4 951 

Energinet.dk har pligt til at købe el produceret på de min- 

dre decentrale kraftvarmeværker og fra vindmøller. Den 

forsyningspligtige virksomhed køber produktionen til den 

politisk fastsatte pris og sælger elektriciteten på elbørsen. 

Forskellen mellem (højere) købspriser og (lavere) salgspri- 

ser opkræves hos elkunder via PSO-tariffen (Public Service 

Obligation eller på dansk: Offentlige forpligtelser). Det 

samme gælder de pristillæg m.v., som Energinet.dk beta- 

ler til vindmøller og decentrale værker på markedsvilkår. 

I 2006 var de samlede tilskud til decentrale værker og 

vindmøller på knap 1,7 mia. kr. Der er tale om et fald i 

forhold til 2005, hvor tilskuddet var ca. 2,9 mia. kr. Det 

lavere tilskud i 2006 i forhold til året før skyldes, at den 

gennemsnitlige elpris på børsen (Nord Pool) var mere end 

60 procent højere i 2006 end i foregående år.


9 


Funktionalitet af 

detailmarkedet for el 

Efter den fulde åbning af detailmarkedet for el i 

2003 har Dansk Energi understøttet markedsfunk- 

tionaliteten med en række forskellige tiltag. Dette 

er bl.a. sket ved etableringen af en elpristavle rettet 

mod almindelige elkunder. En del øvrige tiltag vil 

kunderne ikke opleve direkte, fordi de er rettet mod 

kvaliteten af den dataudveksling der foregår mellem 

markedsaktørerne. 

Dansk Energi belyser således, hvorledes det går 

med den for markedet nødvendige udveksling af 

måledata, for de mindre såkaldte skabelonkunder, 

mellem netselskaber og elhandelsselskaber. Det kan 

konstateres at denne dataudveksling idag går bety- 

deligt bedre end for et par år siden. Netselskabers 

og elhandelsselskabers fortsatte indsats, for stadig at 

forbedre markedsfunktionaliteten, ser således ud til 

at have båret frugt. 

Herudover er der etableret en kompensationsordning, 

hvor forbrugsbalanceansvarlige markedsaktører bliver 

kompenseret økonomisk, når netselskaber har leveret 

måledata for større timemålte elkunder med fejl. 

Navnlig ved årsskiftene har behovet for kompensation 

været synligt. 

Strukturen på det samlede danske detailmar- 

ked for el er med mange elleverandører med hver 

sin mindre markedsandel et godt udgangspunkt 

for etablering af et velfungerende marked. Dette 

potentiale ser imidlertid ikke ud til at være udnyttet 

tilstrækkeligt. Dette ses bl.a. ved at hovedparten af 

skabelonkunderne endnu ikke har skiftet elleveran- 

dør, men fortsat køber det af Energitilsynet regule- 

rede produkt. 


96 f u n K T I o n a l I T E T a f d E Ta I l m a r K E d E T f o r E l 

Figur 56 

Andel af måledata for skabelonkunder, som det ikke lykkes 

at sende problemfrit fra netselskaber til elleverandører 

Pct. 

7 

6 

5 

4 

3 

2 

1 

00 

aug. 05 

nov. 05 

feb. 06 

maj 06 

Figur 56: En forudsætning for at detailmarkedet for el 

virker godt er, hvorvidt måledata flyder let mellem elhan- 

delsselskaber og elnetselskaber, således at elhandlere 

let kan afregne sine kunder. Kvaliteten og rettidigheden 

af denne dataudveksling er blevet opgjort siden medio 

2005. 

Ved årsskiftet til 2007 steg problemerne med med 

denne dataudveksling. Efter årsskiftet er elmarkedets 

dataudveksling igen mere velfungerende, hvilket ses ved 

aug. 06 

nov. 06 

feb. 07 

Oplyst af netselskaber 

Oplyst af elleverandører 

Samlet opgørelse 

den faldende kurve. Fra og med marts måned i 2007 er 

indberetningerne fra elhandelsselskaber og elnetselskaber 

konvergeret så meget, at der ikke længere er grund til en 

opdelt opgørelse. 

Den erklærede tolerancetærskel som forfølges er at 

kun 1 procent af dataudvekslingerne må være forbundet 

med manuelle uhensigtsmæssigheder. Denne tærskel blev 

tangeret i sensommeren 2006.

Figur 57 

Samlede kompensationsbeløb fra netselskaber til forbrugsbalanceansvarlige 

Kr. 

400 000 

300 000 

200 000 

100 000 

0 

3. kvt. 04 

4. kvt. 04 

1. kvt. 05 

2. kvt. 05 

3. kvt. 05 

Figur 57: I 2004 blev der indført en ordning, hvor netsel- 

skaber og forbrugsbalanceansvarlige virksomheder har 

indgået kontrakt om økonomisk kompensation for målefejl 

i måledata for timemålte elkunder. Hvis netselskaberne får 

fremsendt data med fejl, vil den balanceansvarlige have 

en ringere mulighed for at prognostisere morgendagens 

4. kvt. 05 

1. kvt. 06 

2. kvt. 06 

3. kvt. 06 

elforbrug. Dette har en omkostning for den balancean- 

svarlige, som denne gennem ordningen får en kompen- 

sation for. Samlet er der indtil nu betalt ca. 1,3 mio. kr. 

fra netselskaber til balanceansvarlige gennem ordningen. 

Det ses, at beløbsstørrelserne varierer betragteligt, med 1. 

kvartal som perioden med højest kompensation. 


98 f u n K T I o n a l I T E T a f d E Ta I l m a r K E d E T f o r E l 

Tabel 22 

fordelingen af elleverandørers markedsandele 

på det samlede danske marked for skabelonkunder ultimo 2006 

< 1 pct. 48 

1-5 pct. 11 

> 5 pct. 8 

Tabel 22: I tabellern er vist, hvordan markedsandelene 

for skabelonkunder på det danske detailmarked for el 

er fordelt på de 67 elleverandører, der er aktive på dette 

marked. Der er både tale om elleverandører med og uden 

bevilling til forsyningspligt. Fordelingen af forholdsvis 

mange markedsandele på forholdsvis mange elleveran- 

dører tyder på en markedsstruktur, som er egnet til at 

understøtte et effektivt frit marked. 

Tabel 23 

gennemsnitlig markedsandel for elleverandører med bevilling til 

forsyningspligt i det netområde hvor bevillingen gælder, skabelonkunder 

Minimum 61 

Gennemsnit 94 

Maksimum 99 

Tabel 23: I tabellen belyses markedsandelene for elleve- 

randører med bevilling til forsyningspligt i det netområde, 

hvor denne bevilling gælder. Der er tydeligvis en domi- 

nans af elleverandørerne med forsyningspligt i de enkelte 

netområder. Dette kunne tyde på, at det potentiale for 

et frit konkurrencemarked, som påvises i tabel 22 ikke er 

udnyttet. Den elpris, som elleverandører med bevilling til 

forsyningspligt kan tage, er reguleret af Energitilsynet.


00 

Kabellægning og landskab 

dansk Elforsyning statistik 2006 

Redaktionen sluttet medio juni 2007 

ISSN 0907-5259 

Tekst og analyse: 

Dansk Energi Branchestatistik 

Foto: Lars Grunwald 

Layout og opsætning: MONTAGEbureauet ApS 

Repro og tryk: Kailow Graphic A/S 

32. årgang, 1. oplag 

© Dansk Energi 

Dansk Energi Branchestatistik, 2007

Dansk Energi 

Rosenørns Allé 9 

1970 Frederiksberg C 

Tlf: +45 35 300 400 

Fax: +45 35 300 401 

de@danskenergi.dk 

www.danskenergi.dk

dansk elforsyning statistik I 2006

You also want an ePaper? Increase the reach of your titles

Delete template?

Save as template?