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

E l f o r b r u g

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


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.


E l f o r b r u g

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

E l f o r b r u g

Tabel 3

gennemsnitligt elforbrug pr. bolig

2005 2006 stigning

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

E l f o r b r u g

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

E l f o r b r u g

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

2006

2006 Antal


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

2006

2006 Antal


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

2006

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.


26 E l p r I s E r

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

2006

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.


28 E l p r I s E r

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-

2006

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

2006

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

2006

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)

2005 2006 stigning

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.


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

2006

2006

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

2006

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

2006


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)

Produktion 63 72

Deponeret netto 2 9

Nyttiggjort 62 63

svovlsyre

Produktion - 5

Deponeret netto - -

Nyttiggjort - 5

gips

Produktion 223 299

Deponeret netto -2 18

Nyttiggjort 225 280

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

2005 2006

>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

Skærbækværket

Enstedværket

Esbjergværket

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.

Nordjyllandsværket

Studstrupværket

Herningværket

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

H.C. Ørstedværket

Østkraft

Svanemølleværket

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

Stigsnæsværket

Amagerværket

Avedøreværket


56


Figur 36

El- og kraftvarmekapaciteten på de centrale værker 2006

459

174 89

Herningværket

378

Esbjergværket

Enstedværket

85

Elektricitet. 150 MW

626

Kraftvarme. 150 MJ/s (=MW)

579

464

Nordjyllandsværket

910 700

392

Skærbækværket

Fynsværket

776

692

Studstrupværket

640

742

1057

Asnæsværket

2

409

Stigsnæsværket

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.

Svanemølleværket

810

606

Avedøreværket

H.C. Ørstedværket

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

2006

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

2006

69 069

Ydeevne 400-132 kV

Ydeevne 60-30 kV

Ydeevne 20-6 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

2006

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

2006

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

2005 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-

2005 2006


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


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

2006

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

2. kvartal 2006 3149300 5150 82 0,2 42500 744 248 1,8

3. kvartal 2006 3159600 5105 76 0,2 43500 567 152 1,3

4. kvartal 2006 3165100 6814 59 0,2 43600 664 303 1,5

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.

2005 2006


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

2005 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.

2005 2006


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

2005 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.

2005 2006

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


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?