KEF, Alm.del - 2024-25 - Endeligt svar på spørgsmål 327: Spm. om Energiwatchs artikel »Ny balancemodel: Omkostninger er næsten firdoblet i maj og april måned« fra 27. juni 2025

Klima-, Energi- og Forsyningsudvalget 2024-25
KEF Alm.del
Offentligt

Klima-, Energi- og Forsyningsudvalget

Christiansborg

1240 København K

Ministeren

Dato

26-08-2025

J nr.

2025 - 4078

Akt-id

689184

Svar på KEF alm. del – spm. 327

Klima-, Energi- og Forsyningsudvalget har i brev af d. 1. juli 2025 stillet mig føl-

gende alm. del spørgsmål 327, som jeg hermed skal besvare. Spørgsmålet er

stillet efter ønske fra Dina Raabjerg (KF).

Spørgsmål 327

Det fremgår af Energiwatchs artikel »Ny balancemodel: Omkostninger er næsten fir-

doblet i maj og april måned« fra 27. juni 2025, at omkostningerne til balancering for ak-

tører i elsystemet er steget betydeligt siden Energinet introducerede en ny model for

balance-markedet i starten af marts. Vil ministeren med afsæt heri svare på følgende

spørgsmål?

• Opnår Energinet med den nye model et provenu fra balancemarkedet, modsat den

tidligere model?

• Hvilke overvejelser ligger bag Energinets inkludering af Energinets egne enheder i

prissætningen i markedet?

• Kan ministeren oplyse, om Energinets egne enheder har været årsag til betydelige

prisspidser og dermed stigende omkostninger for markedets aktører?

• Er inkluderingen af frekvensreserven aFR (Automatic Frequency Reserve) i prissæt-

ningen i Energinets nye model for balancemarkedet baseret på nationale designvalg i

forhold til implementeringen af EU-lovgivning?

• Vil en volumenvægtet model for prissætningen i balancemarkedet, som anvendes i

Tyskland, medføre færre prisstigninger for markedets aktører?

Svar

Forsyningstilsynet har i december 2024 godkendt Energinets nye design for

ubalanceafregning. Det nye design for balancemarkedet for el skal imøde-

komme europæisk lovgivning. Energinet har i løbet af februar og marts 2025

indført ændringerne i deres ubalanceafregning og markedsdesign.

Det fremgår af Electricity Balancing Guideline

(EGBL)

artikel 18, at en TSO (i

Danmark er det Energinet) skal udforme forslag til vilkår og betingelser for leve-

Klima-, Energi- og

Forsyningsministeriet

Holmens Kanal 20

1060 København K

T: +45 3392 2800

E: [email protected]

www.kefm.dk

Side 1/5

KEF, Alm.del - 2024-25 - Endeligt svar på spørgsmål 327: Spm. om Energiwatchs artikel »Ny balancemodel: Omkostninger er næsten firdoblet i maj og april måned« fra 27. juni 2025

randører af balanceringstjenester og balanceansvarlige parter for alle balance-

områder. Af EGBL fremgår en række krav, som Energinet skal efterleve med

deres ændringer i designet. Det er Forsyningstilsynet der godkender ændrin-

gerne og sikrer, at de lever op til kravene i EGBL. Det er således ikke Folketin-

get eller ministeren der tager beslutning om den konkrete metode.

Jeg forventer dog, at Energinet er i tæt og konstruktiv dialog med aktørerne om

designet samt de konsekvenser, ændringerne kan have for virksomhederne i

praksis. Aktørdialogen er særlig vigtig i tider som disse hvor omstillingen til grøn

energi giver nye produktions- og forbrugsmønstre.

For at besvare spørgsmålet har jeg derfor indhentet bidrag fra Energinet.

Der spørges til, om Energinet opnår et provenu fra balancemarkedet modsat

den tidligere model. Energinet oplyser til dette:

”Analyser

af de første 3 måneder med det nye ubalanceprisdesign viser, at

Energinet har en underdækning på ca. 48 mio. kr. Det vil sige, at Energinet har

haft større omkostninger til at balancere elsystemet end markedsaktørerne er

blevet opkrævet via ubalanceafregningen.

Formålet med ubalanceprisen er at sørge for at omkostningerne til at balancere

elsystemet dækkes af dem der forårsager ubalancerne, samtidig med at prisen

skaber de rigtige incitamenter for markedsaktørerne. Summen af markedsdelta-

gernes ubalancer resulterer i en systemubalance, som Energinets kontrolcenter

skal rette op på ved hjælp af blandt andet aFRR- og mFRR-energiaktiveringer.

Denne omkostning sendes videre til markedsdeltagerne via ubalanceafregnin-

gen, som er produktet af den pågældende aktørs ubalancevolumen og ubalan-

ceprisen, som bestemmes af aFRR- og mFRR-energiaktiveringspriserne. Ener-

ginet styrer til hver en tid efter at være kostneutrale på dette område, og må så-

ledes ikke opnå provenu ved disse transaktioner.”

Der spørges til, hvilke overvejelser, der ligger bag Energinets inkludering af

Energinets egne enheder i prissætningen i markedet, og om Energinets egne

enheder har været årsag til betydelige prisspidser og dermed stigende omkost-

ninger for markedets aktører. Energinet har i den forbindelse oplyst følgende:

”Energinet har, siden Electricity Balancing Guideline (EBGL) blev vedtaget af

ACER i november 2017, arbejdet hen mod implementeringen af en række æn-

dringer, der er opstillet i netværkskoden. Én af kravene i EBGL ændrer overord-

net set den måde der bliver balanceret i Norden, hvor der tidligere blev aktiveret

én gang i timen på baggrund af manuelle aktiveringer fra de nordiske TSO’ers

kontrolcentre, til at der nu aktiveres automatisk hvert kvarter.

Side 2/5

KEF, Alm.del - 2024-25 - Endeligt svar på spørgsmål 327: Spm. om Energiwatchs artikel »Ny balancemodel: Omkostninger er næsten firdoblet i maj og april måned« fra 27. juni 2025

Efter overgangen, bliver alt balanceringsbehov som udgangspunkt automatisk

bestilt i det fælles nordiske marked (mFRR EAM). Det betyder også, at hvis en

udlandsforbindelse falder ud, vil der opstå et pludseligt behov for at kunne holde

elsystemet i balance, og således sikre, at der ikke sker et udfald hos forbru-

gerne. Der bestilles derfor balanceringsenergi (mFRR) i det fælles nordiske mar-

ked. Når den automatiske bestilling igangsættes, er det med til at sætte prisen

og dermed også ubalanceprisen. Da processen kører automatisk og potentielt

indenfor få sekunder er det ikke teknisk muligt at skille særlige aktiveringer ud,

når det først er blevet en del af det automatiske system og derfor fremgår alle

automatiske aktiveringer som samme type. Dette betyder at Energinet ikke på

bagkant kan fjerne de aktiveringer, som har været anvendt til eventuelle fejl på

egne enheder.

Energinet er i gang med at undersøge muligheden for, at længerevarende fejl

på udlandsforbindelser kan flyttes væk fra markedet og i stedet håndteres og fi-

nansieres gennem systemtariffen.

Energinet har ved enkelte lejligheder været en væsentlig medvirkende faktor til

prisspidser som følge af eksempelvis tab af en udlandsforbindelse som følge af

tekniske fejl. Denne pris påvirker alle markedsdeltagere. Her er det vigtigt at hu-

ske, at dette er et grundprincip som altid har været gældende og at der er tale

om anlæg, som i langt størstedelen af tiden er med til at sikre lavere elpriser for

forbrugerne, end hvis de ikke var der. Det har samme effekt på ubalanceprisen,

hvis en stor havvindmøllepark oplever tekniske fejl og dermed skaber en stor

ubalance i nettet. Her vil den store ubalance også medføre en høj pris som på-

virker alle markedsaktører som ikke er i ubalance.

Energinet har defineret en prisspids som en ubalancepris på over € 3.000 eller

under € -1.000. Med denne definition har der samlet set været 74 prisspidser si-

den go-live af mFRR EAM. Tabellen nedenfor viser fordelingen af disse pris-

spidser i hhv. DK1 og DK2 for opregulering og nedregulering.

OPREGULERING

NEDREGULERING

DK1

DK2

Ud fra Energinets vurdering af de 74 prisspidser er fem prisspidser (6,76 %) op-

stået direkte efter fejl på Energinets egne enheder. Der er alle fem gange tale

om en fejl på Skagerrak forbindelsen som har betydet en prisspids i DK1 i opre-

guleringsretning. De fire prisspidser fandt sted d. 6/3 2025 i perioden 16:00-

17:00. Altså er disse sket før introduktionen af den nye ubalanceprismodel. Den

femte prisspids fandt sted 2/6 2025 fra 7:30 til 7:45. Derudover har der været 2

scenarier, som har forårsaget prisspidser, hvor det kan diskuteres om disse skal

betragtes som værende Energinets egne enheder, der har været årsagen til

prisspidserne. Energinet har vurderet at disse scenarier, ikke bør tælle med. Det

Side 3/5

KEF, Alm.del - 2024-25 - Endeligt svar på spørgsmål 327: Spm. om Energiwatchs artikel »Ny balancemodel: Omkostninger er næsten firdoblet i maj og april måned« fra 27. juni 2025

første scenarie er fra d. 29/3, hvor Storebælt var ude. Prisspidserne opstår dog

først et døgn efter at Storebælt faldt ud, hvilket betyder at både markedet og

Energinet har haft tid til at reagere på udfaldet inden prisspidserne opstod. Der

var 8 prisspidser under udfaldet på Storebælt. I det andet scenarie opstod der

problemer med nogle af de IT-systemer, der anvendes til balancering (LFCen og

SCADA). IT-problemerne varede i en længere periode, men forårsagede 4 pris-

spidser, som opstod senere og ikke øjeblikkeligt efter fejlen.

Samlet set vurderer Energinet at det er begrænset, hvor ofte at det er Energi-

nets egne enheder der forårsager prisspidser, og at disse enheder i langt stør-

stedelen af tiden er med til at sikre generelt lavere elpriser for forbrugerne.”

Der spørges til, om inkluderingen af frekvensreserven aFR (Automatic

Frequency Reserve) i prissætningen i Energinets nye model for balancemarke-

det er baseret på nationale designvalg i forhold til implementeringen af EU-lov-

givning. Energinet oplyser følgende:

”Det er ifølge EBGL artikel 55 og Imbalance Setllement Harmonsation (ISH) arti-

kel 9 obligatorisk at have aFRR-energipriser med som komponent i beregningen

af ubalanceprisen. Her er det beskrevet, at aFRR-prisen enten skal indgå i en

maksimum-/minimumsbetragtning, en vægtet gennemsnitsberegning eller en

kombination af de to.

Det er Energinet, der har valgt kombinationsmodellen, hvor aFRR først er igen-

nem en vægtet gennemsnitsberegning efterfulgt af en maksimum-/minimumsbe-

tragtning imellem aFRR-komponenten og mFRR-prisen.

Denne model er valgt efter internt arbejde i Energinet, samt dialog med både de

andre nordiske TSO’er samt markedsaktører gennem både aktørworkshops og

offentlig høring af modellen. Modellen er bl.a. valgt ud fra et ønske fra aktørerne

om, at designet skulle være så simpelt som muligt, således aktørerne har mulig-

hed for selv at replicere beregningerne. Den valgte model er desuden besluttet

ud fra at ville minimere indflydelsen fra aFRR som priskomponent.”

Der spørges til, om en volumenvægtet model for prissætningen i balancemarke-

det, som anvendes i Tyskland, vil medføre færre prisstigninger for markedets

aktører. Energinet har oplyst følgende:

”Energinet arbejder på at analysere anvendelsen af den volumenvægtede mo-

del. Det er derfor for tidligt at sige, præcist hvordan det påvirker priser og Ener-

ginets over-/underdækning. En volumenvægtede model vil dog fortsat medføre

højere ubalancepriser end der historisk er set, da modellen fortsat vil inkludere

både omkostninger til manuelle reserver (mFRR), og frekvensreserven (aFRR).

Den tidligere model for ubalancepris inkluderende udelukkende omkostninger til

de manuelle reserver. Derudover vil en volumenvægtet model ikke garantere at

Side 4/5

KEF, Alm.del - 2024-25 - Endeligt svar på spørgsmål 327: Spm. om Energiwatchs artikel »Ny balancemodel: Omkostninger er næsten firdoblet i maj og april måned« fra 27. juni 2025

der ikke kan opstå prisspidser ved høje energiaktiveringspriser. Denne model vil

desuden sandsynligvis ikke kunne dække omkostningerne til at balancere elsy-

stemet, som derfor vil skulle finansieres gennem eksempelvis systemtariffen, og

dermed betales af elforbrugere.

Det skal dog bemærkes, at Tyskland ikke anvender en ren volumenvægtet mo-

del, men i stedet en kombineret tilgang med maksimum-/minimums betragtning

af 3 komponenter (volumenvægtet aFRR og mFRR, ”incentivising component”

og ”scarcity component”)

. Dermed kan de tyske ubalancepris sagtens være hø-

jere end den volumenvægtede gennemsnitspris.”

Med venlig hilsen

Lars Aagaard

https://www.amprion.net/Dokumente/Strommarkt/Bilanzkreise/Ausgleich-

senergiespreis/2023/Model_description_of_the_reBAP_calcula-

tion_since_08.12.2022.pdf

Side 5/5