KEF, Alm.del - 2024-25 - Endeligt svar på spørgsmål 376: Spm., om oversendelse af et notat, der redegør for klimakonsekvenserne, de økonomiske konsekvenser for virksomheder og netkunder og den seneste vurdering af fordyrelsen af Energinets projekter

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

Klima-, Energi- og Forsyningsudvalget 2024-25

(Omtryk - 11-06-2025 - Revideret udgave) KEF Alm.del - Bilag 287

Offentligt

Energinet

Tonne Kjærsvej 65

DK-7000 Fredericia

NOTAT

+45 70 10 22 44

[email protected]

CVR-nr. 28 98 06 71

Dato:

27. maj 2025

ENERGINETS PROGNOSEJUSTERING AF

ANLÆGSPORTEFØLJEN I AUGUST 2024

- Årsager, konsekvenser og opfølgende tiltag

Forfatter:

MDK

Dok. 25/00914-13 Til arbejdsbrug/Restricted

KEF, Alm.del - 2024-25 - Endeligt svar på spørgsmål 376: Spm., om oversendelse af et notat, der redegør for klimakonsekvenserne, de økonomiske konsekvenser for virksomheder og netkunder og den seneste vurdering af fordyrelsen af Energinets projekter

1. Opsummering af prognosejusteringen i sommeren 2024 .............. 3

2. Justerede normtider for kritiske aktiviteter.................................... 4

2.1

2.2

2.3

Konsekvenser for projekttidsplaner...................................................................... 5

Konsekvenser for budgetter ................................................................................. 5

2.2.1 Tarifvirkning af ændrede budgetprognoser..............................................

Strategiske projekter ikke omfattet af prognosejusteringen................................ 6

3. Årsager til forsinkelser og fordyrelser ............................................. 6

3.1

3.2

3.3

Lange myndighedsprocesser ................................................................................ 8

Udfordrede leverandørkæder (leveringstider og priser) ...................................... 8

Interne skaleringsudfordringer ........................................................................... 10

4. Afledte konsekvenser af estimerede forsinkelser ........................ 11

4.1

4.2

Potentielle konsekvenser for netkunder ............................................................ 11

Risici for systemdriften ....................................................................................... 13

5. Opfølgende tiltag i Energinet ........................................................ 14

5.1

Justeret anskaffelsesstrategi .............................................................................. 14

5.1.1 Proaktive indkøb med tidlig forpligtigelse

.............................................. 15

5.1.2 Indsatser for at åbne markedet

.............................................................. 16

Tværgående tiltag, der skal mitigere risici for forsinkelser ................................. 18

Mitigering af udfordringer med intern skalering ............................................... 19

5.2

5.3

6. Intensiveret tilsyn .......................................................................... 20

Bilag

Bilag 1:

Principnotat: Rammer for Energinets orientering af væsentlige ændringer i

projekter i relation til § 4 godkendelse (vedr. eltransmissionsprojekter) af 5.

marts 2025, Energistyrelsen.

Væsentlige ændringer i Energinets eltransmissionsprojekter i Q4 2024 af 20.

marts 2025, Energinets §4-kvartalsrapport til Energistyrelsen.

§4-godkendte projekter med ændringer i tid, scope eller økonomi Q4 2024 af

20. marts 2025, bilag til Energinets §4-kvartalsrapport til Energistyrelsen (bilag

2).

Bilag 2:

Bilag 3:

Dok. 25/00914-13 Til arbejdsbrug/Restricted

1. Opsummering af prognosejusteringen i sommeren 2024

Energinet opdaterede i sommeren 2024 ekstraordinært planlægningsgrundlaget for igangvæ-

rende elinfrastrukturprojekter i etableringsfasen og justerede på denne baggrund prognoser

for tidsplaner og budgetter for en række anlægsprojekter. Det opdaterede planlægningsgrund-

lag var baseret på strukturelt justerede normtider (gennemsnitsbetragtninger) for kritiske pro-

jektfaser og seneste priserfaringer fra indkøb af komponenter. Årsagen til prognosejusteringen

af porteføljen

(også benævnt ”replanlægningen”)

var, at Energinet over en periode havde ople-

vet en stadigt hyppigere frekvens af enkeltvise forsinkelser af tidsplaner og afvigelser fra bud-

getter på elanlægsprojekter, drevet af især kraftigt voksende leveringstider og priser på kom-

ponenter, markant voksende sagsbehandlingstider på plan- og miljøtilladelser samt interne

skaleringsudfordringer set i forhold til en hastigt voksende anlægsportefølje.

Det bemærkes, at anlægsporteføljen løbende er i bevægelse, dels er porteføljen i kraftig vækst,

dels er der forbundet en række indbyrdes afhængigheder mellem projekter, og for de enkelte

projekter er der konkrete afhængigheder med leverandører, entreprenører og ikke mindst

myndighedsprocesser ifm. plan- og miljøtilladelser. Derfor er det forventeligt, at der opstår af-

vigelser fra oprindeligt fastsatte tidsplaner og budgetter. Men med den strukturelle opdatering

af planlægningsgrundlaget i sommeren 2024 var

–

og er

–

det hensigten løbende at sikre, at

aktuelle prognoser for tidsplaner og budgetter er robuste og udgør realistiske mål for tid og

økonomi på projekterne i anlægsporteføljen. Dette betyder samtidigt, at der med prognoseju-

steringen i august 2024 er tale om et ”øjebliksbillede”,

og Energinet tager løbende bestik af

fremdriften i projekterne og styrer porteføljen ud fra seneste viden om konkrete projektvilkår

og prognoser.

Prognosejusteringen i august 2024 omfattede 174 elinfrastrukturprojekter i etableringsfasen,

dvs. projekter,

der er i færd med at blive ”bygget”.

Disse projekter omfatter Energinets så-

kaldte ”volumenprojekter”, som fylder meget i antal i Energinets projektportefølje, men som

ikke nødvendigvis hver især er forbundet med en høj anlægsomkostning sammenlignet med

Energinets største, strategiske projekter.

”Volumenprojekter” er fx netkundetilslutninger til

transmissionsnettet på 132/150 samt reinvesteringer, forstærkninger og udbygning af 132/150

kV kabler og stationer. Opdateringen i august 2024 omfattede således ikke Energinets største,

strategiske projekter, herunder fx brintinfrastruktur og største elinfrastrukturprojekter på

tværs af flere kommuner og regioner. De strategiske projekter har en mere unik karakter og

planlægningsgrundlaget for disse er derfor ikke gennemgående baseret på gennemsnitlige

normtider, som det er tilfældet med volumenprojekter.

Det øjebliksbillede, som prognosejusteringen i august 2024 pegede på, var, at 98 af de 174

projekter risikerede at blive forsinket med i gennemsnit 1,3 år, svarende til en gennemsnitlig

forlængelse af projekttidsplaner på ca. 35 pct. ift. de senest godkendte tidsplaner. De forsin-

kede projekter omfattede 30 netkundeprojekter og 68 andre projekter, herunder reinvesterin-

ger, netforstærkninger og netudbygninger. Derudover pegede prognosejusteringen på, at 78 af

de 174 projekter stod til at blive fordyret med i alt ca. 3,6 mia. kr. i forhold til senest godkendte

budgetter, hvilket svarer til en stigning på 6 pct. af de samlede budgetter for porteføljen af de

174 volumenprojekter pr. august 2024.

Resultatet af denne ekstraordinære prognosejustering forelå i slutningen af august 2024, hvor

det blev præsenteret for Energinets bestyrelse, ligesom Energinet orienterede Klima-, Energi-

og Forsyningsministeriet herom, hvilket førte til efterfølgende nærmere afklaringer af konse-

kvenser mv. i dialogen mellem Klima-, Energi- og Forsyningsministeriet og Energinet.

Dok. 25/00914-13 Til arbejdsbrug/Restricted

Afvigelser fra oprindelige tidsplaner og budgetter indgår i grundlaget for Energinets løbende

kvartalsrapport om anlægsporteføljen til bestyrelsen, som ligeledes tilgår Klima-, Energi- og

Forsyningsministeriet. Og fra og med 4. kvartal 2024 rapporteres afvigelser specifikt for §4-

godkendte projekter desuden kvartalsvist til Energistyrelsen som følge af det intensiverede til-

syn, som blev indført i forlængelse af prognosejusteringen i efteråret 2024.

Årsager til, konsekvenser af og opfølgende tiltag på baggrund af prognosejusteringen uddybes

neden for, herunder også den tilsynsmæssige opfølgning ved Energistyrelsen.

2. Justerede normtider for kritiske aktiviteter

Energinets projekttidsplaner har hidtil taget udgangspunkt i projektspecifikke vurderinger baseret på

simple gennemsnit af historiske tider for kritiske faser, fx udbud og leveringstider på komponenter,

samt positive forventninger til tidsforbruget for nødvendige myndighedsprocesser. Derudover har ef-

fekten af udviklingstiltag, fx i myndighedssamarbejdet med Miljøstyrelsen (nu Styrelsen for Grøn Are-

alforvaltning og Vandmiljø, SGAV), været tillagt relativt høj og tidlig værdi ift. effektivisering af myndig-

hedsprocesser. Imidlertid har den massive vækst i porteføljen, presset på komponentmarkederne

med længere leveringstider og betydelig prisudvikling samt kapacitetsknaphed hos myndigheder gjort,

at historiske og simpelt opgjorte normtider for disse kritiske projektaktiviteter ikke længere er retvi-

sende. Med andre ord er blot to år gamle normtider ikke længere dækkende for den virkelighed, Ener-

ginet

–

og sektoren som helhed

–

opererer i.

Dette har ført til, at Energinet stadigt oftere har måttet udsætte idriftsættelsestidspunktet for kon-

krete projekter. Med andre ord har de hidtil anvendte normtider i vid udstrækning været udtryk for

best case

betragtninger for de enkelte projekter, og de har ikke matchet den reelle sandsynlighedsfor-

deling af procestider for kritiske aktiviteter på tværs af den samlede værdikæde. I en

”steady-state”

verden uden kritiske eksterne og interne ressourcebegrænsninger er det et realistisk mål at forfølge

best case

udfald for det enkelte projekt, men i en virkelighed med massiv vækst i porteføljen, maksi-

malt træk på eksterne og interne ressourcer, samt tiltagende ressourceknaphed i den samlede værdi-

kæde for anlægsprojekterne har den hidtidige tilgang vist sig ikke længere at være tilstrækkeligt robu-

ste.

Derfor udviklede Energinet i foråret/sommeren 2024 en metode, hvor tidsplanerne i stedet udarbej-

des ud fra en risikobaseret tilgang, hvor der indbygges et sandsynlighedsrum omkring normtider for

kritiske aktiviteter. De opdaterede normtider vil efter behov blive justeret med seneste viden og data,

så de kontinuerligt er baseret på seneste erfaringer og data fra Energinets projekter og fra de aktivite-

ter, hvor der ses den største variation; især myndighedsbehandling samt leverings- og udbudstider for

komponenter.

Ved at planlægge ud fra en sådan risikobaseret tilgang, hvor forudsætningerne løbende opdateres

med seneste viden, indbygges øget robusthed i planerne. Denne tilgang gør, at der i princippet vil

være lige så stor sandsynlighed for, at aktiviteterne færdiggøres før som efter tidspunktet angivet i

planerne, i modsætning til hidtil hvor Energinet har oplevet en skæv fordeling af udfald

–

dvs. langt

oftere forsinkelse end fremrykning af en idriftsættelse.

Det er Energinets vurdering, at der også fremadrettet kan komme justeringer til etableringsprojek-

terne, både i forhold til økonomi og tidsplaner, men fremadrettet vil ændringer og afvigelser fra tids-

planer og budgetter blive monitoreret tæt, og normtiderne vil jævnligt blive revurderet. Dermed op-

retholdes et robust, opdateret og detaljeret overblik over den samlede anlægsportefølje, der afspejler

aktuelle vilkår for eksekvering af porteføljen.

Dok. 25/00914-13 Til arbejdsbrug/Restricted

2.1

Konsekvenser for projekttidsplaner

Med udgangspunkt i justerede, sandsynlighedsvægtede normtider for kritiske projektaktivite-

ter gennemførte Energinet hen over sommeren 2024 et intensivt forløb med revurdering af

projekttidsplanerne for 174 etableringsprojekter i den daværende portefølje.

I planerne for de 174 revurderede projekter i etableringsfasen blev der således indarbejdet

nye normtider for fx myndighedsbehandling og rettighedserhvervelse, og nye leverings- og

udbudstider for komponenter. De nye normtider, kombineret med konkrete vurderinger af de

enkelte projektplaner, førte til, at for 98 af de 174 projekter, blev det forventede idriftsættel-

sestidspunkt estimeret udskudt med i gennemsnit 1,3 år. I de resterende 76 projekter fast-

holdtes den nuværende tidsplan.

For Energinets modningsprojekter (godt 200 projekter) vil de længere normtider ligeledes slå

igennem som for de nye projekter, der går ind i etableringsfasen. De opdaterede normtider

og priser anvendes således også til fastlæggelse af tidsplaner og budgetter i Business Cases

for nye modningsprojekter samt i grundlaget for Energinets investeringsplan.

2.2

Konsekvenser for budgetter

I prognosejusteringen for de 174 anlægsprojekter blev der ud over prognosejusteringen af tids-

planer også gennemført et robusthedstjek af de aktuelle budgetter på baggrund af opdaterede

prisforventninger på komponenter og leverancer, herunder også entreprenørydelser.

Dette førte til en justering af budgetprognosen for 78 af de 174 projekter på samlet set 3,6

mia. kr., svarende til i gennemsnit 47 mio. kr. pr. projekt for de projekter, der blev justeret.

Prisforventningerne er bl.a. baseret på seneste markedsudbud af komponenter og entrepre-

nørydelser, herunder turnkey og kabeludbud.

Den samlede stigning i budgetprognoserne kan tilskrives højere prisforventninger til især graveentre-

priser (1,5 mia. kr.). Nye stationspriser fra seneste turnkey markedsudbud af stationsporteføljen i DK1

(Jylland/Fyn) i foråret 2024 forklarer ligeledes en del (0,9 mia. kr.), ligesom opjusteringer af byggeren-

ter, der er en regnskabsmæssig konsekvens af forlængede anlægsperioder, forklarer yderligere en vis

del af prognosestigningerne (0,8 mia. kr.).

Prognosejusteringen af anlægsbudgetterne på de i alt 3,6 mia. kr. er udtryk for et øjebliksbil-

lede pr. august 2024 af estimerede budgetafvigelser i porteføljen i forhold til de på daværende

tidspunkt senest godkendte budgetter. Prognosen opdateres løbende og indgår som en del af

det samlede grundlag for den almindelige kvartalsrapportering, som Energinet aflægger til sin

bestyrelse og til Klima-, Energi- og Forsyningsministeriet.

2.2.1 Tarifvirkning af ændrede budgetprognoser

Realiserede omkostninger til reinvesteringer, forstærkninger og udbygning af transmissionsnet-

tet indgår i tarifgrundlaget fra idriftsættelsestidspunktet for de enkelte projekter, og herefter i

form af de årlige afskrivninger på anlæggene samt løbende driftsomkostninger.

Den samlede portefølje på 174 projekter i etableringsfasen pr. august 2024 omfattede projek-

ter med planlagt idriftsættelse i tidsrummet 2024-2033. De realiserede projektomkostninger,

herunder også de budgetafvigelser, der måtte være realiserede på tidspunktet for idriftsæt-

telse, indgår således først i tarifgrundlaget i takt med, at anlæggene idriftsættes, dvs. over de

næste ca. 8 år.

Dok. 25/00914-13 Til arbejdsbrug/Restricted

På denne baggrund kan der ikke på grundlag af prognosejusteringen opgøres en eksakt, kort-

sigtet tarifvirkning af de 3,6 mia. kr. i estimerede budgetafvigelser i porteføljen pr. august

2024.

Som tommelfingerregel udgør effekten på forbrugernettariffen af en investering på 1 mia. kr.

ca. 0,2 øre/kWh, som dog løbende aftager i takt med, at investeringen afskrives. For netkunde-

projekter slår en andel af de samlede prisstigninger på komponenter og entreprenørydelser

igennem på tilslutningsbidraget, som især for producenter er steget pr. 1. januar 2025, så det

matcher markedsprisudviklingen på komponenter og ydelser. Tilslutningsbidraget for elprodu-

center, er et standardiseret

–

men geografisk differentieret

–

engangsbeløb, der skal dække de

afledte omkostninger til udvidelse af transformerstationer samt til forstærkninger af "nært

net”. ”Nært net” er de

kollektive opsamlingslinjer, der forbinder de transformerstationer, hvor

netkundeprojekter tilsluttes, til de hovedstationer og hovedlinjer i transmissionsnettet, der ud-

gør ”back bone” i eltransmisionsnettet, typisk de store 400 kV linjer.

Den samlede tilslutnings-

betaling for nye producenter fastlåses ved tidspunktet for indgåelse af nettilslutningsaftale.

2.3

Strategiske projekter ikke omfattet af prognosejusteringen

De estimerede forsinkelser for 98 ud af 174 igangværende anlægsprojekter og estimerede for-

dyrelser for 78 anlægsprojekter omfattede

ikke

Energinets største, strategiske projekter, og

konsekvenserne kan ikke projiceres direkte over på idet disse projekter, fordi disse større og

mere komplekse projekter har en mere unik karakter, der ikke på tilsvarende vis giver grundlag

for anvendelse af standardiserede normtider for kritiske aktiviteter.

Det er klart, at situationen med udfordrede leverandørkæder med længere leveringstider og

højere priser på komponenter, samt langsommelige myndighedsprocesser også påvirker pro-

jektplaner og priser for disse projekter. Energinet er kontinuerligt i dialog med Energistyrelsen

og Klima-, Energi- og Forsyningsministeriet om status for disse strategiske projekter, og eventu-

elle justeringer i projektplaner og/eller budgetter følges og drøftes løbende.

3. Årsager til forsinkelser og fordyrelser

Størstedelen af de ændrede tidsplaner skyldtes længere normtider på levering af komponen-

ter og på plan- og miljøgodkendelsesprocesser. Det gjaldt for 36 af de 98 berørte projekter.

Men der var også en del projektspecifikke årsager til udskydelser, som ligeledes blev kortlagt

og konkret indarbejdet i projektplanerne. Disse projektspecifikke årsager omfattede fx kon-

krete manglende VVM-screeningsafgørelser eller miljøtilladelser fra SGAV, udfordringer med

ekspropriation, afventende plangodkendelse ved kommunen (lokalplan) eller Kirkeministeriet

(landsplansdirektiv), eller konkrete leverandørforsinkelser. Projektspecifikke årsager drev

samlet set estimerede forsinkelser i 24 af de 98 berørte projekter.

I 8 projekter skyldtes udskydelserne i de revurderede tidsplaner konkrete ønsker om udsky-

delse fra netkunderne selv. For 18 projekter skyldtes udskydelserne afhængigheder af andre

projekter, dvs. tilfælde hvor ét eller flere projekters forsinkelse påvirker andre projekter.

Dette er en forventet konsekvens i et sammenhængende og dybt integrereret elnet. Endelig

skyldtes

udskydelsen for 12 projekter ”andre årsager”, såsom tilbageløb i projektværdistrøm,

scope- eller designændringer eller intern prioritering f.eks. grundet skaleringsudfordringer in-

ternt i Energinet.

Dok. 25/00914-13 Til arbejdsbrug/Restricted

De samlede implikationer af opdaterede normtider er illustreret i figur 1 herunder, hvor æn-

dringen i normtider hhv.

’FØR’

’NU’

er illustreret for et gennemsnitligt projektforløb. Her

fremgår det tydeligt, at de største konsekvenser for projekttidsplanerne skyldes markant læn-

gere leveringstider på komponenter samt langstrakte plan- og miljøprocesser. Ved tider

’FØR’

forstås planlægningsgrundlaget fra før foråret 2024, hvor de aktuelle normtider blev fastlagt,

samt inden leverandørmarkederne blev ramt af væsentlige ubalancer i kølvandet på energikri-

sen, dvs. inden foråret 2022.

Det er vigtigt at fremhæve, at de 1,3 år i gennemsnitlig tidsforskydning skyldtes samtlige afvi-

gelsesårsager og ikke kun normtiderne, altså også projektspecifikke årsager, ønsker om udsky-

delse fra netkunder, ændringer fra andre projekter, scope ændringer, intern ressourcemangel

etc. Desuden skal det bemærkes, at normtiderne fungerer som et støtteværktøj i planlægnin-

gen, som altid suppleres af projektspecifikke konkrete vurderinger.

Figur 1 Illustration af gennemsnitlige normtider Før og Nu. Før-tider betegner tidligere anvendte projektforudsætnin-

ger inden revurderingen.

Normtiden for myndighedsbehandling af processer for miljø, rettigheder og arkæologi er ste-

get fra 36-120 uger til 95-160 uger. Energinets erfaring med konkrete sager viser, at miljøpro-

cessen (herunder tid ved hhv. Energistyrelsen og SGAV) er steget år for år. For fuld miljøvurde-

ring er det konkret fra 2,7 år i 2022 til 5,8 år i 2023. For screeninger er det fra 1,2 år i 2020 til

2,5 år i 2024. Data er opgjort som gennemsnit for de projekter, der har modtaget tilladelse/af-

gørelse det givne år. Energinet har ikke historiske data for planprocessen, da denne proces ikke

historisk har været udskilt af den samlede plan- og miljøproces, men de seneste planforløb har

været længere end tidligere. Energinets normtid for lokalplaner (kommune) er nu 550 dage og

for landsplandirektiv (stat) 485 dage.

Komponentleveringstiden blev opjusteret til aktuelle markedsvilkår, og udbudstiden for hhv.

stationsmaterialer og kabler blev tilsvarende justeret ud fra seneste markedsviden. Leveringsti-

den på komponenter er 130 uger som standard, men med op til 260 uger for visse 400 kV kom-

ponenter.

De primære årsager til forsinkelser og fordyrelser af anlægsporteføljen;

lange myndigheds-

processer til plan- og miljøgodkendelser,

udfordrede leverandørkæder, samt for enkelte pro-

jekter

udfordringer med internt at skalere kapaciteten, uddybes neden for.

Dok. 25/00914-13 Til arbejdsbrug/Restricted

3.1

Lange myndighedsprocesser

Den samlede sagsbehandlingstid for miljøtilladelser, plangrundlag og rettighedserhvervelse er

stigende, og det forstærkes dels af udfordringer med koordinering og prioritering mellem de

ansvarlige myndigheder og af ressourceknaphed hos myndighederne. De største udfordringer

for gennemløbstiden er sagsbehandlingstiden i SGAV, hvor projekterne blandt andet sagsbe-

handles ud fra skiftende og strengere krav, en restriktiv fortolkning af EU-lovgivningen samt af

nye afgørelser og domme. Det indebærer, at SGAV i stigende grad træffer afgørelse om fuld

miljøkonsekvensvurdering, og at flere projekter skal behandles som sammenhængende, hvilket

øger både kompleksiteten, procesrisikoen og sagsbehandlingstiden.

Energinet arbejder målrettet på at skabe fremdrift i myndighedsprocesserne gennem en række

initiativer. Blandt andet arbejder Energinet tæt sammen med Energistyrelsen og SGAV om at

optimere myndighedsprocesserne og understøtte dem digitalt. Der er også indført betaling for

sagsbehandling ved SGAV, som på den måde har kunnet tilføre flere ressourcer. Der er dog

fortsat en række udfordringer, der kræver nye tiltag, ny lovgivning eller opbakning og nye af-

klaringer fra myndigheder. Energinet har deltaget i NEKST-arbejdsgrupperne

”Mere

sol og vind

på land”

og ”Hurtigere udbygning af elnettet”, der

i sine anbefalinger har peget på behov for

ændringer i rammevilkårene for plan- og miljøtilladelser for elproduktions- og elinfrastruktur-

anlæg.

Internt i Energinet er der også potentiale for at øge fremdriften på godkendelser og tilladelser

ved fx, at krav til myndighedsleverancer i større grad integreres og prioriteres gennem hele

værdistrømmen fra screening til idriftsættelse på linje med eksempelvis krav til anlægsdesign,

indkøb og økonomi. I det hele taget har Energinet gennem længere tid haft fokus på at søge og

tage initiativer til at mitigere konsekvenserne af lange sagsbehandlingstider for projektporte-

føljen, men det må fortsat konstateres, at myndighedsprocesser oftest ligger på ”kritisk vej” for

projekteksekveringen, uanset om det er tale om eksterne eller interne årsager.

3.2

Udfordrede leverandørkæder (leveringstider og priser)

Efterspørgslen i de globale markeder for komponenter til energisektoren er steget markant og

forventes at stige yderligere. Energinets

– såvel som andre TSO’ers –

forsyningskæder er ramt

af ”The Perfect Storm” udløst af geopolitisk ubalance og afledt kapløb om at opnå geopolitisk

energiuafhængighed via accelereret grøn omstilling. Dette har intensiveret kampen om kom-

ponenter til at udbygge energiinfrastrukturen og skabt en global kamp om ressourcer, råvarer

og produktionskapacitet.

De afledte ambitiøse udbygningsplaner for infrastruktur hos de europæiske TSO’er og DSO’er

samt udbygning af VE-anlæg (fx havvind) øger efterspørgslen markant i en grad, så leverandør-

siden ikke kan følge med efterspørgslen. Konsekvensen er lange leveringstider og markante

prisstigninger.

I figuren herunder er Energinets vurdering af den gennemgående leveringssituation i 2024 gen-

givet.

Dok. 25/00914-13 Til arbejdsbrug/Restricted

Forsyningskæderessource

Antal leverandører Kapacitetsbegrænsninger

Alvorlighedsgrad af leveringstiderLeveringstid/mdr.

Tendens

132/150 kV transformere

24-30

Stagnation

Flere

132/150 kV udstyr

132/150 kV reaktorer

24-30

Stagnation

Flere

132/150 kV GIS switchgear

18-20

Flere

220kV transformere

30-36

Flere

220 kV udstyr

220kV reaktorer

30-42

Flere

220kV GIS switchgear

24-36

Flere

400kV transformere

36-42

Flere

400 kV udstyr

400kV reaktorer

42-66

Stigende

Flere

400kV GIS switchgear

24-36

Flere

AC Kabel

8-12

Svagt stigende

Flere

Nej

Kabel & Ledning

AC Ledninger

4-6

Svagt stigende

Flere

Nej

HVDC Konverter (udl. forbindelser)

84-120

Flere

HVDC

HVDC Kabel (udl. forbindelser)

84-120

Flere

Byg/anlæg

Bygge & anlægsydelser

3-6

Flere

Nej

Forsyningskæderessource

Antal leverandører Kapacitetsbegrænsninger

Gas/Brint

Alvorlighedsgrad af leveringstider Leveringstider

Tendens

Kompressorer

12-18

Stigende

Flere

Kompressorer

Mobile evakueringskompressorer

1, potentielt flere

Container kompressorer

12-16

Flere

Rør

12-36

Stigende

Flere

Ventiler

6-18

Flere

Nej

Ventiler

Ball ventiler

Flere

Nej

Plug-/globe ventiler

3-6

Flere

Nej

Aktuatorer

Flere

Nej

Isoleringskoblinger Isoleringskoblinger

4-6

Nej

Deodoseringsanlæg Deodoseringsanlæg

9-12

Flere

M/R stationer

12-18

Flere

Lav

Høj

Figur 2 Alvorlighedsgrad af leveringstider på el- og gaskomponenter samt byg/anlæg.

Samtidigt og som følge af den udfordrede leverancesituation er der især siden 1. halvår af 2022

forekommet markante prisstigninger i markedet som eksemplificeret i tabellen herunder.

Tabellen viser, hvordan priserne er justeret i Energinets interne prisliste, som ligger til grund

for anlægsbudgetterne og projektprognoserne. Prislisten er baseret på gennemførte konkur-

renceudbud i markedet.

Q1 2022

400-600 MVA transformere

100+160 MVA transformere

400 kV reaktorer

132-150 kV reaktorer

Kabler + tilbehør

Entreprenørydelser

100

Q3 2022

170

150

135

Q2 2023

170

235

230

175

150

135

Q4 2023

170

275

255

200

205

135

Q2 2024

170

275

265

240

200

250

Tabel 1 Prisudvikling i Energinets interne prisliste illustreret ved indekstal.

Som det fremgår, er der især for entreprenørydelser sket en voldsom prisstigning siden decem-

ber 2023. Årsagerne til de højere priser vurderes især at være en kraftigt stigende efterspørg-

sel efter entreprenørydelser men til dels også et leverandørmarked, der har udfordringer med

at tiltrække den nødvendige arbejdskraft. Da der ikke er udsigt til, at efterspørgslen falder, eller

at det bliver nemmere at tiltrække arbejdskraft, vurderes det, at der fortsat skal regnes med

højere priser på entreprenørydelser fremadrettet. Optimalt set burde priserne have været op-

dateret gradvist siden 2022, men da Energinet ikke har indgået ret mange kontrakter på grave-

arbejde i perioden, har der ikke været tilstrækkeligt belæg for at hæve de interne listepriser før

i sommeren 2024.

Effekten af stigningen på entreprenørydelser var relativt stor på tværs af porteføljen, da mange

af anlægsprojekternes hidtidige budgetprognoser var baseret på ældre priser (indeks 100 eller

135). De højere entreprenørpriser førte i sig selv til prognosestigninger på samlet 1,5 mia. kr.

ud af den samlede prognosejustering på 3,6 mia. kr.

Dok. 25/00914-13 Til arbejdsbrug/Restricted

Som det fremgår af tabellen, er priserne på reaktorer også steget siden december 2023, mens

transformerpriserne er uændrede. Stigningen vurderes at skyldes en stigende efterspørgsel

samt en begrænset produktionskapacitet for især 400 kV-reaktorerne.

Kabelpriserne er generelt meget volatile og er meget forskellige fra leverandør til leverandør,

især fordi fragtpriserne udgør en betydelig del af prisen. Det er vurderingen, at det nuværende

prisniveau, som er væsentlig højere end før stigningerne i 2022, vil fastholdes, men at der må

forventes store udsving i priserne. Derfor er der nu lagt ekstra reserver i budgetterne i kabel-

projekter for at håndtere denne usikkerhed.

Det er selvsagt meget vanskeligt at forudse, hvordan priserne udvikler sig fremadrettet. Gene-

relt forventer Energinet dog, at efterspørgslen på reaktorer, kabler og transformere fortsat vil

stige over de kommende år, da fokus på den grønne omstilling og geopolitisk energiuafhængig-

hed er stigende i hele verden. Det vil formentlig tiltrække flere leverandører, men det tager

lang tid at etablere nye produktionsanlæg, blandt andet fordi produktionen kræver meget spe-

cialiseret arbejdskraft, og den har nuværende leverandører svært ved at skaffe. Dermed er der

ikke noget, der indikerer, at priserne på transformere, reaktorer og kabler vil falde på kort og

mellemlangt sigt, men først på længere sigt, hvis udbuddet øges mere end efterspørgslen.

Stål, aluminium og kobber er de mest anvendte råvarer i produktionen af komponenter til

energiinfrastruktur. Råvarepriserne har siden 2022 ligget nogenlunde stabilt, dog på et højere

niveau end før de markante stigninger i 2021. Råvarepriserne udgør kun en af flere drivere for

prisudviklingen og kan altså ikke alene forklare de prisstigninger, vi har set. London Metal Ex-

change indikerer, at priserne på især kobber og aluminium vil stige i de kommende år, ligesom

også fragtpriserne forventes at stige.

I forhold til entreprenørydelser vurderes det generelt, at udbuddet på dette marked bør kunne

tilpasse sig efterspørgslen hurtigere end på markedet for især reaktorer og transformere, da

markedet er mindre specialiseret og ikke i samme grad koblet 1-1 med energisektoren. Men

leverandørerne har som sagt store udfordringer med at skaffe den nødvendige arbejdskraft.

Det gælder efterhånden også den udenlandske arbejdskraft, som bliver dyrere pga. mere kon-

kurrencedygtige lønninger i udlandet. Kombineret med en forventning om en fortsat stigende

efterspørgsel efter entreprenørydelser er der således ikke noget, der indikerer, at entreprenør-

priserne vil falde på den korte eller mellemlange bane.

Samlet set er det forventningen, at priser og leveringstider

ikke

vil falde væsentligt på kort og

mellemlang sigt, idet den aktuelle situation med udfordrede leverandør må forventes at vare

ved en årrække.

For at mitigere situationen med såvel komponentmangel som stigende priser har Energinet igangsat

en række tiltag, som uddybes senere i notatet.

3.3

Interne skaleringsudfordringer

Udover eksterne forhold som langstrakte myndighedsprocesser og pressede leverandørkæder,

er der også forhold internt i Energinet, der gør, at fremdriften i anlægsporteføljen er udfordret.

Dette er drevet af en voldsom vækst i anlægsporteføljen efter både Danmarks

–

og resten af

Europas

–

målsætning om at opnå uafhængighed af russisk gas efter udbruddet af Ukrainge-

krigen sammenholdt med de i forvejen høje ambitioner om grøn omstilling. Hvert enkelt an-

lægsprojekt kræver en dedikeret projektorganisation, der kan styre leverandører, styre budget,

håndtere myndighedsprocesser, varetage kontakt til borgere og aktører og i det hele taget

Dok. 25/00914-13 Til arbejdsbrug/Restricted

sørge for, at anlægsprojektet forløber planmæssigt

–

eller så tæt på tidsplan og budget, som

overhovedet muligt. Det betyder, at med en kraftigt og hastigt voksende portefølje, skal Ener-

ginet over kort tid skalere til at løfte mange flere anlægsopgaver end for blot ganske få år si-

den. Det fører dels til en stort ansættelsesbehov, dels til et voksende behov for onboarding og

oplæring af mange nye kritiske projektmedarbejdere. Dette medfører i sig selv et pres på den

interne produktivitet, idet der helt naturligt går en vis periode, inden nye medarbejdere leverer

lige så effektivt som rutinerede samtidigt med, at nøglemedarbejdere også må bruge ressour-

cer på oplæring.

I figur 3 herunder er vist udviklingen i Energinets anlægsportefølje siden 2020 og i figur 4 ne-

denunder er vist udviklingen i FTE, der arbejder direkte med anlægsprojekter siden 2019. Som

det ses, er væksten i porteføljen væsentligt større end væksten i FTE, hvilket i sig selv indikerer

en skaleringsudfordring, som bidrager til, at den generelle fremdrift i anlægsporteføljen er ud-

fordret.

Figur 3 Udviklingen i Energinets anlægsportefølje (antal etableringsprojekter).

Figur 4 Udviklingen i FTE, der arbejder direkte med Energinets anlægsprojekter (bemærk, der er her tale om relativt

grove opgørelser, men tendensen er konsistent).

4. Afledte konsekvenser af estimerede forsinkelser

Prognosejusteringen gav anledning til potentielle konsekvenser for

Energinets netkunder, herunder

større VE-producenter og storforbrugere, og 2) for driften af elsystemet ift. at opretholde en fortsat

høj elforsyningssikkerhed. Konsekvenserne på disse to områder beskrives i det følgende.

4.1 Potentielle konsekvenser for netkunder

Prognosejusteringen i august 2024 viste, at potentielt 30 ud af samlet set 57 netkundeprojek-

ter i porteføljen risikerede forsinkelser som følge af forventede forsinkelser i tidsplanerne for

nettilslutningsprojekterne. Disse 30 projekter er indeholdt i de 98 berørte projekter i alt. De 30

potentielt berørte netkundeprojekter var fordelt på 10 VE-producenter (primært sol) og 5 stor-

forbrugere.

Dok. 25/00914-13 Til arbejdsbrug/Restricted

På denne baggrund indledte Energinet i september 2024 direkte opsøgende dialog med samt-

lige af de konkret berørte netkunder mhp. at afsøge løsninger i samarbejde med kunderne.

Ved hjælp af enten aftaler med kunderne om

mitigerende tiltag som fx midlertidige nettil-

slutninger, alternative tilslutningssteder og/eller midlertidig begrænset netadgang fra anvist

tilslutningssted, eller

at netkunden selv viste sig at ønske senere idriftsættelse, blev antallet

af projekter, der i praksis ville opleve konsekvenser direkte som følge af prognosejusteringen,

reduceret fra 30 projekter til 10 projekter, fordelt på 9 VE-producenter (primært sol).

For disse 10 netkundeprojekter vil en forsinkelse af nettilslutningen kunne betyde et muligt tab

for producenten. Den økonomiske konsekvens heraf afhænger af en række faktorer, herunder

forventningen til udviklingen i den fremtidige afsætningspris for især solproduktion, den for-

ventede årlige produktion, diskonteringsrenten for VE-udvikleren og størrelsen af den tids-

mæssige forsinkelse. Det betyder ikke en forventet lavere elproduktion fra anlægget samlet set

over levetiden, men at produktionen bliver skubbet i tid.

En simpel beregning med 12 måneders forsinkelse i nettilslutningen fra 2030 til 2031 af en 200

MW solcellepark medfører en reduceret indtægt for udvikleren på ca. 40 mio. kr. i nutidsværdi.

Dette er baseret på Energinets estimerede afsætningspriser for solproduktion.

Bemærk, at der

her er tale om en reduceret

indtægt,

og ikke en reduceret

fortjeneste,

som jo afhænger af pro-

ducentens drifts- og anlægsomkostninger på solcelleanlægget. Estimatet for den potentielt re-

ducerede indtægt ved en forsinket nettilslutning afhænger i høj grad af, hvilke antagelser der

gøres om udviklingen i afsætningsprisen for produktionen. Fx reduceres den estimerede om-

kostning til godt 30 mio. kr., hvis det antages, at afsætningsprisen i hele anlæggets levetid og

svarer til 2030-niveauet i Energinets forudsætningsgrundlag.

Der kan også være andre økonomiske konsekvenser for VE-producenter ved forsinket nettil-

slutning. Fx vil producenten have kapitalbindingsomkostninger til forlængelse af den garanti-

stillelse, som er nødvendig for at indgå en nettilslutningsaftale. Omkostningen til en forlænget

garantistillelse vurderes at kunne svinge betydeligt fra den ene producent til den anden af-

hængigt af den enkelte producents soliditet og konkrete omkostninger til kapitalbinding.

Derudover kan producenterne have omkostninger, hvis der er indgået aftaler om leveringstids-

punkt for et VE-anlæg, hvor nettilslutningen derefter forsinkes. Omkostningen hertil kan være

omkostninger til at skubbe leveringstidspunktet, eller omkostninger til lager til opbevaring af

det bestilte anlæg.

Disse potentielle omkostninger vurderes umiddelbart af mindre betydning sammenlignet med

den reducerede indtægt ved at skulle udskyde produktionsstart en vis periode som i eksemplet

ovenfor. På lang sigt vurderer Energinet imidlertid, at forsinkelsen vil have begrænset effekt for

VE-anlæggenes samlede økonomi set over hele levetiden.

Det bemærkes, at Energinet ikke er erstatningsansvarlig for forsinkelser i nettilslutningen, med-

mindre Energinet har handlet groft uagtsomt eller forsætligt, og dette er ikke tilfældet, idet

forsinkelserne i vid udstrækning er drevet af omstændigheder, der ligger uden for Energinets

kontrol. Det vil sige, at evt. tab ved forsinket produktion fra fx et solcelleanlæg i sidste ende vil

blive båret af producenten.

Beregningen baseret sig følgende antagelser og forudsætninger: Levetid: 35 år, fuldlasttimer: 1350 diskonteringsrente: 3,5 %, sol-

vægtede elpriser for DK1 fra Energinet baseret på Energistyrelsens Analyseforudsætninger til Energinet 2023 (AF23)

(Analyseforudsætninger

2023 (energinet.dk)).

Dok. 25/00914-13 Til arbejdsbrug/Restricted

Hvis der tages udgangspunkt i, at samtlige af de 30 potentielt berørte projekter ville blive gen-

nemført som pt. forventet og ”bestilt” af VE-producenterne,

så vurderes udskydelsen af nettil-

slutninger at kunne medføre, at nettilslutningen af 1-2 GW VE (primært sol) ville blive udskudt

til enten sent i 2030 eller til lige efter 2030, hvilket kunne have betydning for den samlede

mængde VE i 2030. Efter dialogen med de berørte producenter er de 30 potentielt påvirkede

projekter som nævnt reduceret til 10, og den potentielle udskydelse af produktion til sent i el-

ler lige efter 2030 vil derfor også tilsvarende være reduceret.

4.2 Risici for systemdriften

Da Energinets eksisterende net flere steder nærmer sig udløbet af den tekniske levetid, er der

behov for reinvesteringer og etablering af nye anlæg som erstatning for og/eller udvidelse af

kapaciteten af de eksisterende anlæg for at kunne opretholde forsyningssikkerheden. Overord-

net set øger udskydelsen af projekter i porteføljen den udfordring, som Energinet har med at

koordinere og gennemføre de nødvendige reinvesteringer samtidigt med at opretholde forsy-

ningssikkerheden, fordi de nødvendige reinvesteringer bliver komprimeret over en kortere pe-

riode, dvs. samtidigheden af re- og nyinvesteringer i eksisterende anlæg øges. Det giver en ud-

fordring for systemdriften, fordi det kræver mere planlagt udetid, dvs. flere planlagte afbrydel-

ser, over en kortere periode at gennemføre re- og nyinvesteringer i eksisterende anlæg. Derud-

over øges fejlrisikoen i takt med, at anlæggene bliver ældre.

Konsekvenserne af de udskudte projekter er i nedenstående Danmarkskort vurderet i forhold

til deres mulige betydning for forsyningssikkerheden. Det er væsentligt at bemærke, at forsin-

kelse af de enkelte projekter ikke i sig selv medfører en væsentlig forøgelse af den forsynings-

sikkerhedsmæssige risiko. Forsinkelse af et større antal projekter eller sammenfald med andre

hændelser i nettet kan dog samlet set medføre en forøgelse af risikoen og vanskeliggøre ind-

pasning af reinvesteringsopgaver, som kræver afbrydelser af eksisterende anlæg. Derfor tager

nedenstående risikovurdering udgangspunkt i scenarier, hvor flere samtidige hændelser og ud-

fald gør sig gældende, og de markerede farver er derfor ikke nødvendigvis de mest sandsynlige

udfald, men har til hensigt at tegne det risikobillede, som Energinet tager i betragtning og ar-

bejder på at mitigere gennem den løbende planlægning og systemdrift.

Figur 5 Potentielle konsekvenser af udskudte projekter og betydning for forsyningssikkerheden.

Det vurderes, at udskydelsen af projekter i især Nordsjælland kan indebære relativt store sy-

stemmæssige konsekvenser. For projekterne i Nordsjælland betyder udskydelserne yderligere

udfordringer ift. at realisere de nødvendige reinvesteringer, idet udskydelserne øger

Dok. 25/00914-13 Til arbejdsbrug/Restricted

samtidigheden i behovet for reinvesteringer ganske mærkbart. Det kan medføre større udfor-

dringer med at planlægge udetid, mens arbejdet udføres. Flere af reinvesteringsopgaverne vil

ikke kunne gennemføres samtidigt, idet der ikke vil kunne opretholdes den nødvendige ro-

busthed overfor fejl i nettet. Konsekvenserne heraf er en reduktion af kapaciteten på udveks-

lingsforbindelserne og en forøget risiko for udkobling af forbrug på Sjælland.

Udskydelsen af projekter vurderes på Fyn, Sydsjælland samt Lolland-Falster potentielt at have

væsentlige systemmæssige konsekvenser. Justering af tidsplanerne for projekterne på Fyn

medfører en forhøjet risiko for, at man bliver nødsaget til at tage den ene eller begge 400 kV-

forbindelser til området ud af drift, hvorefter det i yderste konsekvens ikke vil være muligt at

opretholde sikkerhed for forsyning af forbruget på Fyn. For projekterne på Sydsjælland og Lol-

land-Falster har udskydelserne ligeledes væsentlige konsekvenser, da hovedparten af 132 kV-

forbindelserne i området vil være udtjente indenfor en kort årrække. De enkelte reinveste-

ringsbehov er ikke i sig selv kritiske, men det samlede omfang i området kan medføre et afbry-

delsesbehov, som kan risikere at medføre produktionsbegrænsninger på Lolland-Falster og

Sydsjælland.

I Østjylland nærmer flere strækninger sig endt levetid og kræver derfor snarlig udskiftning eller

reinvestering. Dette er væsentligt at opretholde fokus på, men udskydelserne i forbindelse

med re-planlægningen har ikke ændret dette forhold væsentligt.

Som mitigerende foranstaltninger vil der på flere anlæg og strækninger blive gennemført leve-

tidsforlængende tiltag ved udskiftning af enkelte komponenter evt. suppleret med øget vedli-

geholdelsesarbejde og intensiveret monitering af anlæggenes tilstand. Dette øger forsynings-

sikkerheden i en begrænset periode, indtil en mere permanent løsning bliver iværksat i takt

med realisering af projekterne. Dette kan midlertidigt medføre øgede omkostninger til monite-

ring, vedligehold og levetidsforlængelse, men vil være et nødvendigt mitigerende tiltag ift. at

imødegå risici effektivt. Det er ikke på nuværende tidspunkt muligt eksakt at belyse størrelsen

af de forøgede omkostninger til disse mitigerende tiltag, idet der er tale om anlægsspecifikke

tiltag, der varierer meget efter anlæggenes alder, belastning, tilstand og placering i nettet.

Ovenstående risici og mitigerende tiltag er indarbejdet i operationsgrundlaget for systemdrif-

ten og vil således omhyggeligt og kontinuerligt blive monitoreret og mitigeret med nødvendige,

tilgængelige midler, så den overordnede risikoprofil for forsyningssikkerheden ikke udvikler sig

i kritisk retning. Endvidere indgår de beskrevne risici i grundlaget for Energinets Redegørelse

for elforsyningssikkerhed, og risiciene vil derfor tilsvarende indgå i grundlaget for Energinets

anbefalinger til planlægningsmål i næstkommende Redegørelse for elforsyningssikkerhed, som

udkommer i 2. halvår 2025.

5. Opfølgende tiltag i Energinet

På baggrund af udviklingen med pressede leverandørkæder, udfordrede myndighedsprocesser

og presset intern kapacitet har Energinet både forinden, parallelt med og som opfølgning på

prognosejusteringen i sommeren 2024 iværksat en række interne tiltag, der skal sikre fremdrif-

ten i projektporteføljen og mitigere risici for fremtidige forsinkelser. Dette gælder særligt an-

skaffelser, tværgående processer og rekruttering.

5.1 Justeret anskaffelsesstrategi

På baggrund af den ganske dramatiske udvikling i markedssituationen, har Energinet justeret sin over-

ordnede anskaffelsesstrategi. Traditionelt har Energinet benyttet sig af multi-contracting og rammeaf-

taler, altså et stort antal aftaler med mange leverandører

(deraf ”multi”).

Energinet har hovedsageligt

købt komponenter, services, entreprenørydelser etc. på særskilte, individuelle kontrakter. Yderligere

blev en række af indkøbene foretaget og individualiseret for hvert enkelt projekt. Udgangspunktet for

Dok. 25/00914-13 Til arbejdsbrug/Restricted

de projektspecifikke udbud og kontrakter var, at købsforpligtigelsen for Energinet altid lå efter §4 god-

kendelsen.

Rammeaftalerne har traditionelt været bygget op uden aftagepligt for Energinet, altså hvor leverandø-

rerne ikke var sikret nogen volumen i afsætningen til Energinet, og Energinet derfor frit kunne vælge,

om aftalen blev taget i brug eller ej. Tilsvarende var leverandørerne ej heller forpligtet til at levere til

Energinet. I et marked, der var præget af balance, fungerede dette efter hensigten.

Tidligere oplevede Energinet ressourcerigelighed fra leverandørsiden i projekterne. Dette både i for-

hold til medarbejdere og komponentleverancer. Tidsplaner, leveringsplaner og ressourcer til etable-

ring af projekterne i pipeline var alignet og stabilt. Altså kunne var det fx ret stabilt, at processen for

installation af en transformer tog ca. 1 år fra underskrevet kontrakt, til den stod installeret på en sta-

tion.

Under daværende markedssituation gav rammeaftaler uden forpligtelse og projektspecifikke udbud

god mening, da det gav Energinet mulighed for at forfølge en strategi om at optimere indkøbspriserne

fra projekt til projekt.

De seneste og aktuelle markedstendenser giver imidlertid behov for at tilpasse Energinets overord-

nede anskaffelsesstrategi samt de overordnede principper, der knytter sig til anskaffelser på tværs af

den samlede anlægsportefølje for at servicere de indkøbsbehov, som Energinet står foran. Energinets

opdaterede anskaffelsesstrategi har følgende overordnede sigtepunkter:

•

Proaktive indkøb med tidlig forpligtigelse

Indsatser for at åbne marked

5.1.1 Proaktive indkøb med tidlig forpligtigelse

Med lange leveringstider og deciderede flaskehalse i markedet er det afgørende at komme i markedet

tidsnok til at sikre kapacitet. En af de helt store tendenser i markedet er tidlige købsforpligtelser fra

TSO’er, hvor kapaciteten bindes mod et aftalt aftag.

Dette viser sig fra flere af de store europæiske

TSO’er. Fx

har 50 Hertz i 2024 lukket et kabeludbud på 35 milliarder kroner, TenneT har lukket et sam-

let køb af 14 2GW HVDC-platforme og Statnett har gennemført et udbud på 38 transformere, som de

forpligter sig til at købe.

Tidligere var det vurderingen, at Energinet IKKE havde tilstrækkelige rammevilkår til at kunne foretage

forpligtende dispositioner, før der forelå en §4-godkendelse af et projekt. Derfor har muligheden for

at agere som f.eks. TenneT, 50 Hertz og Stattnet ikke tidligere været en strategisk mulighed for Ener-

ginet. Denne barriere er dog elimineret, da det i dialog med Energistyrelsen i starten af 2024 er kon-

kluderet, at Energinet KAN foretage forpligtende dispositioner, inden der foreligger en §4-godken-

delse så længe, der er tale om kritiske anlæg, der er omfattet af Energinets Langsigtede Udviklingsplan

(LUP).

Denne konklusion åbner således for muligheden for tidligere forpligtigelse. Det betyder, at Energinet

kan operere mere markedskonformt i forhold til den aktuelle udvikling

blandt andre TSO’er,

samt sikre

kapacitet i markedet på et tidligere tidspunkt. I nuværende marked, hvor der er flere projekter end

kapacitet, går leverandørerne efter de udbud, hvor der er konkrete penge på bordet og udbud, der

kan give dem robuste forpligtigelser. Tidlig forpligtigelse vil helt naturligt også reducere leverandører-

nes risiko i forhold til økonomi og styrke deres sikkerhed for et positivt afkast. Dermed vil tidlig forplig-

telse kunne tiltrække flere leverandører og sikre mere kapacitet i markedet.

Dok. 25/00914-13 Til arbejdsbrug/Restricted

En tidligere forpligtigelse vil kræve, at Energinet forpligtes før §4-godkendelsen. Indkøbet vil derfor

ikke bero udelukkende et specifikt projekt, hvor de konkrete indkøbsbehov er kendte og veldefine-

rede. I stedet vil forpligtelsen bero på en porteføljebetragtning, der bygger på forecast, som laves ud

fra LUP. Risikoen ved tidligere kapitalbinding skal dækkes af egenkapitalen i Energinets transmissions-

selskab.

Som et yderligere greb til at sikre leverancer til tiden kan der etableres projektlagre. Det vil især være

de komponenter, hvor Energinet oplever flaskehalse, der vil være velegnede at sætte på lager. Der

ville i praksis kunne være tale om to typer lagre:

et sikkerhedslager, hvor et antal af de mest kritiske

komponenter står på lager som buffer såfremt, der måtte ske skade, forsinkelse eller andet i et givent

projekt, og

et projektlager, der kan lette processen for levering og mitigere den risiko, der er for, at

produktionsslot og tidspunktet, hvor Energinet reelt ønsker leveringen, ikke harmonerer.

I praksis indebærer en tidlig forpligtelse, at Energinet reserverer et produktionsslot hos en leverandør.

I situationen, hvor et projekt bliver rykket f.eks. på grund af en forsinket miljøgodkendelse, vil det give

udfordringer mod leverandøren, idet leverandøren kan have vanskeligt ved at flytte Energinets pro-

duktionsslot. I forpligtelsen ligger ligeledes, at Energinet er forpligtet til at aftage komponenterne. Et

projektlager vil derfor bidrage til, at Energinet vil kunne agere mere fleksibelt i forhold til levering. Le-

vering vil kunne ske til projektlageret på aftalte tidspunkt. Når det givne projekt har fået nødvendige

godkendelser og det reelle behov for levering opstår, kan projektet modtage komponenterne fra pro-

jektlageret.

5.1.2 Indsatser for at åbne markedet

Energinet har igangsat en række tværgående aktiviteter med sigte på at åbne leverandørmar-

kedet mest muligt. Målet er, at Energinet forbliver en attraktiv kunde og derved kan sikre leve-

rancer til tiden.

I det beskrevne marked, hvor det er af afgørende betydning, at Energinet er en attraktiv kunde, er det

essentielt at være i tæt dialog med markedet med henblik på at stille markedskonforme krav. Når der

tales om krav i relation til anskaffelser dækker kravene bredt og på tværs af en række faglige områder.

Energinet stiller således leverancekrav til alt fra tekniske løsninger, økonomi, levering, forpligtigelser,

´ways of working´ samt ESG-krav mv. Hvis Energinet pålægger flere ikke strengt kritiske krav til leve-

randørerne, vil dette alt andet lige medføre, at Energinet begrænser markedet og bliver mindre at-

traktiv som kunde

–

altså kapaciteten går til anden side. Det er derfor afgørende, at Energinet følger

udviklingen tæt i markedet og følger, hvor hurtigt markedet kan (og vil) udvikle sig på de forskellige

faglige områder. Med fordel kan Energinet indgå i tæt dialog med andre TSO’er for at blive enige om,

hvilke krav og hvilke områder, hvor udviklingen skal ske og i samarbejde påvirke de markedskonforme

krav i den retning, Energinet ønsker.

Et effektivt håndtag til at fastholde et stabilt leverandørmarked og opbygge relationer til nye leveran-

dører er især standardisering. Med standardisering menes her, at Energinet i så høj grad som muligt

læner sig op ad markedets standardløsninger og praksis. Særligt er det af afgørende karakter, at Ener-

ginets særkrav minimeres og at sikre, at de krav, Energinet stiller, er markedskonforme. Standardise-

ring efterspørges også af leverandørerne, der som bekendt befinder sig i den situation, at der er

større efterspørgsel end kapacitet. Det vil sige, at de i praksis kan sælge alt, hvad de producerer,

endda til høje priser, og de ønsker ikke at lave skræddersyede løsninger for at imødekomme diverse

særkrav. På EU-niveau pågår arbejde omkring interoperabilitet mellem f.eks. platforme og kabler. In-

teroperabilitet muliggør en modulær, trinvis og accelereret udbygning. Energinet søger at påvirke det

Dok. 25/00914-13 Til arbejdsbrug/Restricted

Europæiske standardiseringsarbejde, ligesom Energinet indgår i dialog og samarbejde med andre

TSO’er omkring tilgang til marked og standardisering.

Energinet har i dag allerede en international leverandørbase. Som håndtag til at øge kapaciteten er

det dog naturligt at se endnu mere på tværs af landegrænser og dermed få endnu flere potentielle le-

verandører i scope. På kabler ses i stigende grad også Kinesiske leverandører søge om kvalifikation og

deltagelse i Energinets udbud. Yderligere ses også, at

nabo TSO’er begynde at købe f.eks. transfor-

mere fra store Sydkoreanske leverandører som Hyosung og Hyundai.

I dialog med Klima-, Energi- og Forsyningsministeriet er det i primo 2024 blevet afstemt, at Energinet

generelt kan købe fra Fjernøsten herunder Kina og derved følge statens generelle retningslinjer for

køb i Fjernøsten. Der er på den baggrund udmeldt klare retningslinjer i Energinet for bl.a. screening af

indkøb fra eksempelvis Kina, hvis der er tale om sikkerhedskritiske komponenter, men dette udelukker

ikke på forhånd indkøb af komponenter fra Kina eller resten af Fjernøsten.

I den forbindelse er det afgørende for Energinet at sikre, at ønsket om at styrke produktionen af grøn

teknologi netkomponenter i EU ikke sker på bekostning af en rettidig og effektiv udbygning af energi-

infrastrukturen. Krav om “Buy European” i offentlige udbud

kan risikere at begrænse adgangen til

nøglekomponenter som transformere og HVDC-udstyr

–

netop i en tid, hvor de globale forsyningskæ-

der er under pres.

Leveringstiderne er lange, priserne stiger, og den globale efterspørgsel er vedvarende voksende. Eu-

ropa råder imidlertid ikke over fuldt udviklede forsyningskæder for flere centrale netteknologier. For

restriktive eller bureaukratiske EU-udbuds- og -indkøbsregler vil derfor kunne medføre både yderli-

gere forsinkelser og højere omkostninger i den nødvendige infrastrukturudbygning.

De centrale elementer i Energinets seneste anskaffelsesstrategi er vist i figuren herunder.

Figur 6 Centrale elementer i Energinets justerede anskaffelsesstrategi.

For at sikre hurtig eksekvering af Energinets opdaterede anskaffelsesstrategi har Energinet iværksat

en handleplan benævnt ”Dynamisk Sourcing”. Handleplanen er udover Energinets generelle erfaring

med leverandørmarkedet også udarbejdet på baggrund af de konkrete erfaringer og læringer fra turn-

key udbud.

Dok. 25/00914-13 Til arbejdsbrug/Restricted

Denne handleplan skal sikre, at Energinet i løbet af kort tid (medio 2025) er i stand til at mitigere kon-

sekvenserne af pressede leverandørkæder væsentligt mere effektivt end tidligere. Målbilledet for

denne handleplan er vist i figuren herunder.

1 Tekniske koncepter:

Tekniske løsninger er standardiserede og systemunderstøttede på

tværs af spændingsniveauer, og tekniske koncepter understøtter

at porteføljen klarlægger 75% af det 2-4 årige indkøbsbehov, inklusiv styklister for

hovedkategorier

2 Porteføljestyring og strategisk indkøbsbehov:

Porteføljen klarlægger 75% af det 2-4

årige indkøbsbehov. Bindende beslutninger, der tager højde for risici, bliver taget på

porteføljeniveau fra projektidé til drift med en +2 års horisont og muliggør rettidige

anskaffelser og mere effektiv projekteksekvering og ressourcestyring

3 Kompetencer og ressourceledelse:

En ny projektbemandingsmodel sikrer effektiv

allokering af projektressourcer i tråd med porteføljebeslutninger, og et detaljeret

kompetenceforecast med +2 års horisont definerer rammen for kompetencebygning og

rekruttering

4 Indkøb og supply chain management:

Indkøb foretages på porteføljeniveau X måneder

før behov for X% af porteføljen og er baseret på markedsanalyser og prognoser, for at

undgå forsinkelser, reducere eksponering til svingninger samt få den økonomisk mest

fordelagtige pris i markedet

5 Projektproces:

En revitaliseret projekteksekveringsmodel sikrer en ensartet

projektproces på tværs af leverancemodeller, samt integrering af portefølje-

beslutninger, hurtigere eksekvering og overholdelse af 'stage gates' for 100% af

indkøbsleverancerne i transmissionsprojekterne

MÅLBILLEDE FOR

DYNAMISK

SOURCING

ULTIMO 2024

Figur 7

Målbillede for handleplan "Dynamisk Sourcing" (X’er er under nærmere fastlæggelse).

På baggrund af den justerede anskaffelsesstrategi og implementering af handleplan ”Dynamisk

Sourcing” er det Energinets mål og forventning, at længere leveringstider i markedet i væsent-

ligt mindre grad vil udgøre en barriere for hurtigere eksekvering af anlægsporteføljen samt at

indkøbet sker så effektivt, som muligt i det fortsat ophedede leverandørmarked.

5.2 Tværgående tiltag, der skal mitigere risici for forsinkelser

For at minimere konsekvenserne af især de generelt længere leveringstider på komponenter og lang-

strakte plan- og miljøprocesser, har Energinet særlig fokus på generelt at fremrykke kritiske aktiviteter

til tidligere faser af projektudviklingen. Dette med henblik på at skabe større klarhed for projekternes

sammenhæng, design, tidsplaner og risici så tidligt i projekternes livscyklus, som muligt, og inden god-

kendelse af business cases. På den måde kan igangsættelse af såvel indkøb og myndighedsprocesser

fremrykkes til et langt tidligere stadium end i dag. Dette vil stille væsentligt større krav til kvaliteten af

modning og projektudvikling, men det vil være en vigtig investering i at minimere risikoen for flaske-

halse på et senere tidspunkt i projektforløbet.

Energinet har iværksat en række strategiske indsatser, der både skal sikre en generel fremrykning af

aktiviteter og øge effektiviteten i projektmodellen fra screening til idriftsættelse. Dette vil bidrage til

at minimere konsekvenserne af længere normtider og vil på sigt endda kunne reducere disse. I figuren

herunder er de væsentligste, eksisterende indsatser vist.

Dok. 25/00914-13 Til arbejdsbrug/Restricted

OVERBLIK: INDSATSER FOR AT ØGE HASTIGHEDEN I UDBYGNINGEN AF EL-INFRASTRUKTUR

Myndigheds-

orienterede indsatser

Ide

Modning

Etablering

Fremrykning af proces

for myndigheds-

ansøgning

Ny strategi for

myndighedsgodkend-

elser og -tilladelser

Tværministerielt

projekt (ENS + MST)

Deltagelse i

NEKST

Optimering af

samarbejde med

MST (betaling, data-

udveksling, etc.)

Kundeorienterede

indsatser

Ide

Modning

Etablering

Implementering af ”Net-

kundeansvarlig”, der følger

tilslutningssagerne end-to-end

Implementering af

flere spor for

tilslutningssager

Indarbejde muligheden

for tidlig garantistillelse

i vores processer

Implementering

af midlertidige

tilslutninger

Net til tiden i

samarbejde med

Green Power

Denmark

Markedsorienterede

indsatser

Ide

Modning

Etablering

Udvikling af markeds-

orienterede tekniske

koncepter (Dynamisk sourcing)

Strategisk

indkøbsbehov/forecast

(Dynamisk sourcing)

Indkøb & supply chain

management (Dynamisk

sourcing)

Turnkey samarbejde

med Simens på

stationsanlæg i DK1

Fordisponering

af kritiske

komponenter

Etablering af

værdistrømsledelse

Interne

indsatser

Ide

Modning

Etablering

Én samlet end-to-end

stage gate projektmodel

(Dynamisk sourcing)

Kompetenceforecast

og ressourcestyring

Implementeret

Digitalt projektflow

–

herunder Konfigurations-

styring i værdikæden

Skalering af kompetencer

og uddannelse

Låsning af teknisk design

(Dynamisk sourcing)

Igangværende

Figur 8 Overblik over eksisterende strategiske indsatser for at styrke projekteksekveringen.

5.3 Mitigering af udfordringer med intern skalering

Et generelt udfordret arbejdsmarked medfører stor konkurrence om de kritiske kompetencer,

Energinet skal bruge for at kunne eksekvere projektporteføljen. Det er en udfordring i lyset af,

at den massive vækst i Energinets anlægsportefølje medfører en betydelig stigning i Energinets

aktuelle og forventede ressourcebehov, jf. ovenfor.

For at sikre de nødvendige kompetencer og ressourcer til varetagelse af både den nuværende

og fremtidige opgaveportefølje, arbejder Energinet strategisk med følgende initiativer:

•

Sikring af fremtidens kompetencer via proaktiv

”work

force planning”.

Skalering af rekrutteringskapacitet og målrettet arbejde med Employer Branding

Fokuseret arbejde med præ- og onboarding

Energinet arbejder således målrettet og kontinuerligt med videreudvikling af praksis omkring

tiltrækning, rekruttering og udvikling af de profiler, der er nødvendige, for at imødekomme

det fremtidige kompetencebehov.

I rekrutteringsprocessen har Energinet fokus på at være aktiv og opsøgende i jobmarkedet,

hvilket bl.a. har betydet at tiden fra stillingsrekvisition til ansættelsesaftale er relativt kort

–

par måneder

–

selvom arbejdsmarkedet er presset.

Energinet arbejder også på de trin, der ligger forud for selve rekrutteringsprocessen, hvilket

bl.a. er ressourcesignalering og tidlig igangsættelse af relevante initiativer som f.eks. bran-

ding, udvikling eller rekruttering.

Energinet fokuserer også på præ- og onboarding. Her er de koncernfælles strukturer og støt-

tefunktioner blevet forbedret. Et vigtigt opmærksomhedspunkt fremadrettet er dog, at den

nære onboarding og oplæring kræver tid fra etablerede medarbejdere. For de afdelinger der

står overfor flere ansættelser, er der altså en vigtig strategisk overvejelse omkring, hvor

mange medarbejdere man kan trække ud af produktion til oplæring, da det vil have en effekt

for produktiviteten i afdelingen. Det er således en forventet effekt af en kraftig ekspansion i

Dok. 25/00914-13 Til arbejdsbrug/Restricted

bemandingen, at den i en periode vil reducere den marginale effektivitet i virksomheden, men

alternativet er, at nødvendige, fremtidige opgaver ikke kan løses på tilfredsstillende vis.

For at ruste sig til fremtiden, har Energinet en strategisk prioritet omkring fremtidens kompe-

tencer, der adresser ovenstående. Der udvikles værktøjer til dels at forecaste organisationens

kompetencebehov og dels til at underbygge en strategisk tilgang til medarbejderudvikling og

rekruttering, ligesom Energinet er aktiv i universitetsmiljøet og i faglige miljøer for at skabe

opmærksomhed om behovet for fremtidens kompetencer og jobmuligheder.

6. Intensiveret tilsyn

På baggrund af prognosejusteringen i august 2024 indledte Energinet og Energistyrelsen i sep-

tember 2024 dialog om konsekvenserne for §4-godkendte projekter og den tilsynsmæssige op-

følgning herpå.

Dialogen er udmøntet i et konkret administrationsgrundlag, der er udstedt af Energistyrelsen

og som angiver vejledende principper for Energinets varetagelse af orienteringspligten vedr.

væsentlige afvigelser i § 4-godkendte investeringsprojekter (se bilag 1). Selvom administrati-

onsgrundlaget først er formelt udstedt den 5. marts 2025, har både Energinet og Energistyrel-

sen i praksis opereret efter dette grundlag siden december 2024.

I umiddelbar forlængelse af prognosejusteringen igangsatte Energinet således en prioriteret

indsats for at afdække omfanget af konkrete afvigelser på § 4-godkendte projekter, som Ener-

gistyrelsen skulle orienteres om og evt. behandle.

Prognosejusteringen i august 2024 omfattede 174 volumenprojekter, men efterfølgende be-

vægelser i porteføljen gav

–

ikke uventet

–

anledning til ændringer i antallet i anlægsporteføl-

jen, sådan at udgangspunktet for opgørelsen af afvigelser på §4-godkendte projekter i septem-

ber-november 2024 udgjorde i alt 178 anlægsprojekter.

Af de 178 anlægsprojekter, udgjorde 79 projekter §4-godkendte projekter, og 99 ikke §4-god-

kendte projekter.

Bemærk her, at i opgørelsen af de ”98” forsinkede projekter var der både

store og små projekter og både store og små forsinkelser/afvigelser.

Figuren herunder viser konsekvensen af den afstemte administrationspraksis med Energistyrel-

sen, som angiver vejledende kriterier for

væsentligheden

af afvigelser, og dermed også hvilke

projektafvigelser, Energinet herefter var og er forpligtet til at holde Energistyrelsen orienteret

om. Det er ud fra de vejledende kriterier Energinets ansvar at vurdere konkret hvilke afvigelser,

der er omfattet af orienteringspligten. Desuden blev tilsynet udvidet med en pligt til at orien-

tere om væsentlige afvigelser også for ikke tidligere §4 godkendte projekter, når disse når en

vis værdi.

Dok. 25/00914-13 Til arbejdsbrug/Restricted

Figur 9 Overblik over fordelingen af porteføljen på hhv. ikke §4-godkendte projekter og §4-godkendte projekter

Af de i alt 79 §4-godkendte projekter omfattet af prognosejusteringen havde 64 projekter (19 +

45) væsentlige afvigelser iht. ny administrationspraksis. Der var tidligere orienteret om væsent-

lige ændringer på 6 af disse projekter, mens Energinet ikke tidligere havde orienteret om afvi-

gelser på de resterende 58 projekter. Denne orientering tilgik derfor Energistyrelsen i novem-

ber 2024, og efterfølgende forespurgte Energistyrelsen om yderligere detaljer på 16 ud af de

projekter. Dvs. ud af en ”bruttopulje” på

79 projekter, blev der i dialogen mellem Energinet

og Energistyrelsen identificeret et yderligere oplysningsbehov på i alt 16 tidligere §4-god-

kendte projekter.

På denne baggrund

–

og efter nærmere vurdering

–

tilkendegav Energistyrelsen i februar 2025

et behov for fornyet §4-godkendelse for 8 af de 16 projekter, som Energistyrelsen modtog

yderligere information på i løbet af december-januar. Dokumentationen for fornyede §4-god-

kendelser af 7 af disse 8 projekter er under udarbejdelse af Energinet og forventes fyldestgø-

rende senest ultimo maj/primo juni 2025. For det 8. projekt, hvor der skal foretages en fornyet

§4-godkendelse, vil dokumentationen efter aftale med Energistyrelsen blive fremsendt umid-

delbart forud for den næste større kontraktindgåelse i løbet af 2026.

Af de i alt 99 ikke §4-godkendte projekter omfattet af prognosejusteringen havde 8 projekter

væsentlige afvigelser iht. ny administrationspraksis. Alle disse projekter har imidlertid tidligere

været behandlet på tilsynsmøde med Energistyrelsen. Energistyrelsen har efterfølgende bedt

om yderligere information på 4 af de 8 projekter mhp. at afklare, om det på det foreliggende

grundlag er nødvendigt med en §4-godkendelse på disse.

På denne baggrund er den samlede tilsynsmæssige konsekvens af prognosejusteringen i august

2024 vedr. §4 projekter altså, at ud af hhv. 98 projekter med tidsafvigelser og 78 med budget-

prognoseafvigelser, er 12 projekter udtaget til nærmere tilsyn, og processen herfor er fastlagt i

administrationspraksis af Energistyrelsen.

Desuden er der iht. administrationspraksis indført en kvartalsrapportering på afvigelser på §4

projekter, som sikrer, at Energinet løbende orienterer Energistyrelsen om væsentlige afvigelser

på projekter i porteføljen (se §4 kvartalsrapport for Q4 2024 med tilhørende projektliste i bilag

2) således, at Energistyrelsen vedvarende bringes i stand til at vurdere, hvorvidt der er behov

Dok. 25/00914-13 Til arbejdsbrug/Restricted

for fornyede godkendelser

–

dog med straks orientering, når Energinet vurderer, at der er tale

om særligt væsentlige afvigelser med omfattende konsekvenser.

Den kvartalsvise §4-rapportering til Energistyrelsen følger herefter kadencen i Energinets al-

mindelige kvartalsrapportering til bestyrelsen, successivt til Klima-, Energi- og Forsyningsmini-

steriet.

Dok. 25/00914-13 Til arbejdsbrug/Restricted