EPU, Alm.del - 2009-10 - Bilag 336: Opfølgning på aftalen om bedre integration af vind, fra klima- og energiministeren

Rapporten er en redegørelse fra Arbejdsgruppen for dynamiske tariffer.Regeringen (Venstre og Det Konservative Folkeparti), Socialdemokraterne, DanskFolkeparti, Socialistisk Folkeparti og Det Radikale Venstre har i oktober 2009 indgåeten aftale, som bl.a. vedrører ordningen i elpatronloven. I aftalen hedder det bl.a.:Klima- og energiministeren fremlægger inden den 1. juni 2010 en redegørelse ommuligheder for og virkninger af ændrede tariffer for elektricitet med særlig henblik påbedre integration af VE (dynamiske tariffer).Redegørelsen er forberedt af Arbejdsgruppen for dynamiske tariffer, der er sammen-sat af repræsentanter for Energistyrelsen, Finansministeriet, Skatteministeriet, Ener-gitilsynets sekretariat, Energinet.dk, Dansk Energi, DI/DI Energibranchen samt For-brugerrådet. Energistyrelsen har varetaget formandskab og sekretariat for arbejds-gruppen.Analysearbejdet blev afsluttet i juni 2010.

Indhold1. Indledning, sammenfatning og anbefalinger .................................................................... 91.1. Indledning ................................................................................................................. 91.2. To redegørelser ...................................................................................................... 101.3. Arbejdsgruppens sammenfatning og anbefalinger.................................................. 112. Redegørelsesafsnit........................................................................................................ 172.1. Vedvarende energi udfordrer og giver muligheder.................................................. 172.1.1 Vedvarende energi fluktuerer ............................................................................ 172.1.2 Nye anvendelsesområder for el på kort og lang sigt ......................................... 182.1.3 El-nettets kapacitet ............................................................................................ 202.1.4 Styring af elforbrug ............................................................................................ 212.1.5 Forbrugernes el-målere ..................................................................................... 222.2. Dynamisk tarifering af netvirksomhedernes kort- og langsigtede omkostninger ..... 222.2.1 Opsummering .................................................................................................... 222.2.2 Indledning.......................................................................................................... 232.2.3 De kostægte tariffer baseres på netvirksomhedernesmarginalomkostninger ................................................................................................ 232.2.4 Forskel på kort og lang sigt ............................................................................... 242.2.5 Netvirksomhedernes samlede omkostninger..................................................... 252.2.6 Netvirksomhedernes marginalomkostninger ved et øget forbrug ...................... 252.2.7 Forskellige rammevilkår afføder forskellige omkostningsstrukturer ogforskellig tarifering ...................................................................................................... 262.3. Transmissionstarifering for el .................................................................................. 272.3.1 Opsummering .................................................................................................... 272.3.2 Overordnede principper..................................................................................... 282.3.3 Måling af aktivitetsniveau i transmissionsnettet ................................................. 282.3.4 Sæsonvariation ................................................................................................. 292.3.5 Års- og timevariation ......................................................................................... 292.3.6 Transmission og forbrug.................................................................................... 292.3.7 Transmission og vindproduktion ........................................................................ 302.3.8 Transmission og transit ..................................................................................... 302.3.9 Konklusion......................................................................................................... 30

Bilag 1 - Beskrivelse af tariffer ........................................................................................... 33Tarifelementer ................................................................................................................... 34Energinet.dk................................................................................................................... 34Nettarif, 400/150/132 kV............................................................................................. 34Systemtarif ................................................................................................................. 35PSO-tarif .................................................................................................................... 35Netvirksomhederne ........................................................................................................ 35Netabonnement .......................................................................................................... 36Lokal nettarif............................................................................................................... 36Netvirksomhedernes principielle overvejelser bag tariferingen i dag ................................. 37Fordelingsnøgler ............................................................................................................ 38Abonnement eller forbrugsafhængig.............................................................................. 38Driftsomkostninger ......................................................................................................... 39Drifts- og vedligeholdelse ........................................................................................... 39Målere og måleradministration (eksklusive afskrivninger) .......................................... 39Kundeadministration................................................................................................... 40Overordnet teknisk administration .............................................................................. 40Generel administration ............................................................................................... 40Afskrivninger .................................................................................................................. 40Netaktiver, eksklusive målere..................................................................................... 40Målere ........................................................................................................................ 41Driftsmidler og inventar .............................................................................................. 41Bygninger, ekskl. transformerstationer ....................................................................... 41Øvrige omkostninger ...................................................................................................... 42Omkostninger til rådgivning om energibesparelsesaktiviteter .................................... 42Omkostninger til rådgivning om elsikkerhed ............................................................... 42Omkostninger til arbejde med elsikkerhed ................................................................. 42Omkostninger ved nettab ........................................................................................... 42Omkostninger til sikring af forbrugerindflydelsen ........................................................ 43Ydelser til afvikling af tjenestemandspensionsforpligtelser......................................... 43Omkostninger til tilsyn og kontrol................................................................................ 43Rimelige omkostninger til demontering af luftledninger .............................................. 44Forsikringspræmier .................................................................................................... 44

Øgede driftsomkostninger til målinger i henhold til måleforskrifter ............................. 44Driftsomkostninger som følge af kabelfejl................................................................... 44Omkostninger ved aktualisering af eventualforpligtelser ............................................ 45Bilag 2 - Om nettabstarif .................................................................................................... 47Bilag 3 - Reguleringen på elforsyningsområdet ................................................................. 49Bilag 4 - De nye anvendelsesområder for el...................................................................... 51El-patroner ..................................................................................................................... 51Generelt ..................................................................................................................... 51By-pass ...................................................................................................................... 52Potentiale for individuelle varmepumper ........................................................................ 53Potentiale for kollektive varmepumper ........................................................................... 54Potentiale for el-biler ...................................................................................................... 54Bilag 5 - Medlemmer af Arbejdsgruppen for dynamiske tariffer ......................................... 57

1. Indledning, sammenfatning og anbefalinger1.1. IndledningDer er internationale forpligtende målsætninger for Danmark om 30 pct. vedvarendeenergi i det endelige energiforbrug i 2020 og 10 pct. vedvarende energi i transport.Og med regeringens vision og mål for dansk klima- og energipolitik om 100 pct. uaf-hængighed af fossile brændsler kan udviklingen kun forventes at gå én vej, nemligmere vedvarende energi i energisystemet.Dansk energiforsyning står dermed over for en omstillingsproces på produktionssi-den, som udgør en udfordring for det samlede energisystem, hvor omstillinger påforbrugssiden kan være en del af løsningen. Omstillingsprocessen rummer samtidignye attraktive muligheder for samfundet.Der er analyser, der viser, at øget elektrificering af samfundets sektorer som fx op-varmning via varmepumper og transport via elbiler kombineret med overgangen tilelproduktion baseret på vedvarende energikilder under visse forudsætninger kan bli-ve et centralt element i fremtidens energisystem uafhængigt af fossile brændsler.Men hvornår og i givet fald hvordan og hos hvem den øgede mængde vedvarendeenergi vil finde anvendelse, afhænger af mange forhold og er usikker.Med den nuværende el-produktion og el-efterspørgsel reguleres udbuddet af el for atmatche den relative ufleksible el-efterspørgsel. I en fremtid med udbygning af el-produktionen fra især vindmøller og på sigt solceller, der ikke kan styres i sammegrad som den hidtidige produktion fra centrale kraftværker, vil der kunne opstå storeusystematiske udsving i udbuddet. På efterspørgselssiden kan nye anvendelsesom-råder over døgnet skabe potentielt store lokale systematiske udsving i elforbruget,der vil udfordre distributionen af el. Omvendt er de nye anvendelsesområder for elmere fleksible og elforbrug kan blive et af flere elementer til at nyttiggøre den fluktue-rende el-produktion fra vedvarende energi og derved bidrage til visionen om at frigø-re landets energiforsyning fra fossile brændsler.Aktuelt tariferes elforbrugere i vid udstrækning efter net- og transmissionsvirksomhe-dernes gennemsnitlige omkostninger over en tidsperiode. En tarifering, der i højeregrad afspejler de bagvedliggende marginalomkostninger, kan give et mere præcistsignal om de omkostninger forbruget reelt giver anledning til. Denne dynamiske tari-fering vil kunne give mulighed for at aktivere elforbrugerne i elmarkedet. Dynamisktarifering vil dog, alt andet lige, give anledning til et øget informationsbehov med ef-terfølgende højere administrative omkostninger end den traditionelle tarifering. Det erderfor vigtigt at vurdere gevinsten ved den dynamiske tarifering i forhold til den sam-fundsøkonomiske omkostning ved tariferingen. Endvidere er det vigtigt, at tariferin-gen fortsat sker på en enkel og for forbrugerne let gennemskuelig måde.

1.2. To redegørelserKonsulentfirmaet EA Energianalyse og Risø DTU har den 9. juni 2009 færdiggjort enanalyse i form af rapporten:Bedre integration af vind. Analyse af elpatronloven, tre-ledstariffen for mindre kraftvarmeanlæg, afgifter og andre væsentlige rammebetin-gelser.På baggrund af analysens anbefalinger og med henblik på bedre at integrere vind ienergisystemerne har regeringen (Venstre og Det Konservative Folkeparti), Social-demokraterne, Dansk Folkeparti, Socialistisk Folkeparti og Det Radikale Venstre ind-gået en aftale, som bl.a. vedrører ordningen i elpatronloven. Denne aftale har føl-gende indhold:1. Elpatronloven gøres permanent.2. Krav om ejerskab lempes, så ordningen også gælder:a. Fjernvarmeværker uden egen kraftvarmekapacitet, der leverer til fjern-varmenet, hvor hovedparten af varmen kan forsynes fra kraftvarmeen-heder.b. Virksomheder med kraftvarmekapacitet, hvor varmen bruges i samme in-terne varmesystemer.3. Skatteministeren fremlægger inden den 1. juni 2010 en redegørelse om mu-ligheder for og virkninger af ændrede afgifter på elektricitet med særlig henblikpå bedre integration af VE (dynamiske afgifter).4. Klima- og energiministeren fremlægger inden den 1. juni 2010 en redegørelseom muligheder for og virkninger af ændrede tariffer for elektricitet med særlighenblik på bedre integration af VE (dynamiske tariffer).5. Energiaftalepartierne orienteres årligt om udviklingen i mindre kraftvarmevær-kers overgang til markedsvilkår på baggrund af opgørelser fra Energinet.dk,første gang i juni 2010. De små værker kan dog fortsat anvende treledstarif-fen, hvis de måtte ønske det.6. Energinet.dk undersøger mulighederne for at udvikle rammerne for regu-lerkraftmarkedet, således at elforbrug og andre mindre enheder kan indgå iregulerkraftmarkedet. Energinet.dk rapporterer herom inden den 1. juni 2010.Klima- og energiministerens redegørelse for dynamiske eltariffer på forbrugssidenfølger nedenfor. Redegørelsen er forberedt af Arbejdsgruppen for dynamiske tariffer,der er sammensat af repræsentanter for Energistyrelsen, Finansministeriet, Skatte-

ministeriet, Energitilsynets sekretariat, Energinet.dk, Dansk Energi, DI/DI Energibran-chen samt Forbrugerrådet. Energistyrelsen har varetaget formandskab og sekretariatfor arbejdsgruppen.1.3. Arbejdsgruppens sammenfatning og anbefalingerI en fremtid med udbygning af el-produktionen fra især vindmøller og på sigt solcellersamt nye anvendelsesområder for el forventes en højere grad af usystematiske ud-sving i el-produktion og systematiske udsving i efterspørgslen over både døgnet oglængere perioder. Det vil blive en udfordring for det samlede elforsyningssystem at fåde fleksible udsving i den øgede efterspørgsel af el til at matche det øgede udbud afel fra ufleksible kilder. De nye anvendelsesområder på forbrugssiden forventes påsigt at kunne bidrage til, et større potentiale til at regulere efterspørgslen i forhold tiludbuddet af el, og derved at de samfundsøkonomiske omkostninger ved omstillingenmindskes.En højere andel af vedvarende energi i el-produktionen betyder substitution væk fratraditionelle fossile brændsler. Samtidig medvirker teknologisk udvikling til, at elektri-citeten finder nye flere anvendelsesmuligheder fx i el-biler. Teknologien kan ogsåføre til, at de tjenester, der fremstilles ved el, bliver mere energieffektive.Flere af de nye anvendelsesområder bærer muligheder og udfordringer med sig. Dehar et relativt stort selvstændigt elforbrug, der kan give lokalt store udsving i el-efterspørgslen på et givent tidspunkt af døgnet, hvilket kan give behov for styring ef-ter netkapacitet. Omvendt kan forbrugerne benytte dem med en større fleksibilitetend med det meste af vanligt elforbrug, og det kan derfor potentielt blive muligt at fåindflydelse på variationer i forbruget over døgnet, hvorved efterspørgslen i højeregrad kan matches til udbuddet. Dette kan i sig selv begrunde overvejelser om, hvor-vidt det vil give et mere korrekt prissignal at indføre tariffer, der varierer med forbru-gets reelle omkostninger (dynamiske tariffer).Konkret omfatter de potentielle nye anvendelsesområder for tiden varmepumper istore varmesystemer og individuelle varmepumper med eller uden tilhørende varme-lager, elpatroner, der allerede er moden teknologi, og på længere sigt eventuelt elbi-ler, men andre kan være på vej.Incitamenterne for samfund, forbrugere, netvirksomheder og systemansvarlig virk-somhed (Energinet.dk) til at løse de kommende udfordringer går i samme retning:Alle ønsker at løse udfordringerne så omkostningseffektivt som muligt og bidrage tilopfyldelse af de klima- og energipolitiske mål.Ved udformningen af dynamiske tariffer kan et princip være at lade forbrugstarifferneafspejle marginalomkostningen ved et øget forbrug på det aktuelle tidspunkt og i det

aktuelle el-net, da forbrugeren herved gives incitament til at tilpasse sit forbrug af-hængigt af omkostningerne ved forbruget. Dette gælder principielt både de lokale el-net og transmissionsnettet. Gevinsterne ved rette prissignaler vil dog skulle sam-menholdes med eventuelt ekstra administrative omkostninger. I den forbindelse børforventningerne til fleksibiliteten i forbruget og effekten af korrekte prissignaler blandtandet vurderes ud fra en overvejelse om virksomheder og husholdningers risikoaf-dækning, der for virksomheder, der i dag har mulighed for varierende priser, i højgrad udligner prisvariationer gennem prisfastsættelse i langsigtede kontrakter.Variationer i udbud og efterspørgsel giver forskellige udfordringer for henholdsvisdistributions- og transmissionsnettet. For Energinet.dk, der er ansvarlig for det over-ordnede transmissionsnet, vurderes den primære udfordring at blive administrationenaf de store usystematiske udsving i udbud både fra fx vindenergien og fra importenog eksporten af el. Dette underbygges blandt andet af, at der på nuværende tids-punkt ikke er indikationer af, at variationer i forbruget giver systematiske variationer imarginalomkostningerne til transmissionsnettet.For netselskaberne, der er ansvarlige for de lokale distributionsnet, vurderes denprimære udfordring at være administrationen af de potentielt store systematiske vari-ationer i efterspørgslen over døgnet og over geografiske områder. Kan spidsbelast-ningen af et lokalt net reduceres i en fremtid med øget elforbrug, kan behovet for ogomkostningerne til udbygning af nettet også reduceres.Kommende teknologier til at udnytte el vurderes primært at ville kunne reguleres forat afhjælpe udfordringerne i distributionsnettet, idet det er den systematiske variation,der er mest oplagt at påvirke gennem tarifering. Dynamisk tarifering vurderes derformed den forventede teknologi mest lovende for netvirksomhederne, mens lagrings-teknologier og patroner kan få indflydelse på udfordringerne i forbindelse med trans-missionsnettet, idet de usystematiske udsving i udbuddet herved kan udlignes. Ud-fordringen for transmissionsnettet er dog ikke grundigt belyst i det følgende. Det kanderfor ikke udelukkes, at der på sigt vil kunne opstå en situation, hvor dynamisk tari-fering af efterspørgslen kan være en samfundsøkonomisk gevinst også med hensyntil transmissionsnettet.DistributionsnettetEn eventuel fremtidig tarifering efter marginalomkostninger afviger fra aktuelt an-vendte metoder for tarifering for netselskaberne, hvor forbrugerne i vid udstrækningtariferes efter de gennemsnitlige omkostninger ved forbruget. Dynamisk nettariferingvurderes at flugte med elforsyningslovens princip om omkostningsægthed.Generelt gælder det, at alle netomkostninger er variable på lang sigt, da netvirksom-hederne på lang sigt kan tilpasse dimensioneringen af nettet. Det skal samtidig også

understreges, at en tarifering ud fra relativt kortsigtede marginalbetragtninger ikke vilkunne sikre netvirksomhederne dækning for de mange generelle omkostninger samtforrentning af kapitalen, som i dag udgør en stor del af tarifferne i en del tilfælde.Ved opgørelsen af de marginale omkostninger er det ikke tilstrækkeligt at betragte dekortsigtede marginalomkostninger, der stort set udelukkende udgøres af omkostnin-ger til nettab. Dynamiske tariffer vil også skulle afspejle, at de langsigtede marginal-omkostninger ved en øget spidsbelastning kan være endog meget store. Ved eneventuel omlægning til dynamisk tarifering bør nettariffen (distributionstariffen) så vidtmuligt afspejle forbrugets aktuelle marginale omkostningsbelastning af netvirksom-heden.Desuden skal netvirksomhedernes omkostninger - og evt. også sparede omkostnin-ger - til netudbygning indregnes, da dette vil sikre, at slutkunderne modtager prissig-naler, der gør dem i stand til at beslutte, om de helst vil flytte forbrug eller betale foren øget netkapacitet.Disse forhold kan medføre betragtelige prisudsving inden for samme døgn og evt.også inden for samme netområde1. Så længe prisudsvingene imidlertid afspejler re-elle omkostningsforskelle ved forbrug til forskellig tid og sted, vil tariferingen være ioverensstemmelse med princippet om omkostningsægthed. Det betyder bl.a., at denforudsigelighed og vished om fremtidige tariffer, der hidtil har været kendt i den dan-ske tarifmodel, i nogen grad vil blive afløst af en mere aktuel og adfærdsregulerendetarif.I den nuværende tariferingsmodel er den enkelte netvirksomhed ansvarlig for bereg-ning af deres respektive eltariffer i henhold til elforsyningslovens princip om omkost-ningsægthed. Energitilsynet skal i dag godkende metoderne for tariffastsættelsen,men ikke de konkrete tariffer. De konkrete tariffer skal anmeldes til Energitilsynet, ogtarifomlægninger skal varsles overfor forbrugerne i god tid. Ved en eventuel fremtidigovergang til dynamiske tariffer må det forventes, at netvirksomhedernes varslingsmu-ligheder ændres.Med en eventuel indførsel af dynamiske tariffer stiger kravene til den enkelte netvirk-somheds kendskab til forhold i eget netområde - herunder omkostningernes sam-menhæng med udsving i forbruget. Ansvaret for tariffastsættelsen bør derfor fortsatligge hos netvirksomhederne, der besidder størst viden om henholdsvis lokale tekni-ske og økonomiske forhold og systemomkostninger. Den lokale netvirksomhed ersåledes også nærmest til at vurdere besparelser og omkostninger ved indførsel afdynamiske tariffer for brug af det lokale og det overordnede net.1

I den sammenhæng er det essentielt, at tilskyndelsen til at reagere på de dynamisketariffer overstiger transaktionsomkostningerne og et evt. komforttab. Endvidere er detvigtigt, at det regulerende tarifdesign udformes på en måde, der sikrer en reel spred-ning af elforbruget og ikke blot flytter en ”spids” fra ét tidspunkt til et andet. Det vurde-res tvivlsomt, at gevinsten ved at rette dynamiske tariffer mod husstande med ”van-ligt” elforbrug overstiger den administrative omkostning ved den dynamiske afreg-ning. Derimod vurderes der på sigt at være et potentiale i forbindelse med kunder,der benytter el til de nye anvendelsesområder såsom el-patroner (i fjernvarmesekto-ren), varmepumper (både i fjernvarmesektoren og individuelt) eller el-biler. I husstan-dene er elforbruget pr. forbrugssted (lampested) i dag lille og ufleksibelt, hvorimod eltil varmepumper eller el-biler er højt pr. forbrugssted og potentielt fleksibelt.TransmissionsnettetDa Energinet.dk's tariffer bygger på omkostningsdækning, kan såvel øgede omkost-ninger til netudbygning, herunder til forstærkede udlandsforbindelser, og øgede ellerfaldende omkostninger til systemdrift ved ændret forbrugsmønster afspejles ved ind-førsel af dynamiske tariffer. Også for Energinet.dk gælder, at forbrugerne så vidt mu-ligt bør tariferes efter de omkostninger, som deres forbrug giver anledning til.Energinet.dk’s analyser viser dog, at udnyttelsesgraden i transmissionsnettet varierertilfældigt over døgnet og året uden sammenhæng med tiden. Dette skyldes, at detmest er udbudssiden, som afgør belastningen. Energinet.dk finder heller ikke sam-menhæng mellem forbrugets størrelse og transmissionsnettets udnyttelse, hvilketindebærer, at man ikke forlods kan udpege bestemte tidsrum som særligt kritiskeeller dimensionerende for transmissionsnettets udbygning. Energinet.dk har ud fradette vurderet, at det er mest retvisende, at fastsætte nettariffen som en enhedstarif,men vil belyse spørgsmålet nærmere med henblik på at vurdere, hvorvidt det på sigtkan være en gevinst for samfundet at indføre marginalt omkostningsægte dynamisketariffer.Ved den givne forudsætning om, at der i almindelighed er rigelig kapacitet i transmis-sionsnettet, vil det tilsige, at det marginale elforbrug i de færreste tilfælde skal bela-stes ved et princip om marginal omkostningsægthed. Energinet.dk skal dog havedækket sine gennemsnitlige omkostninger, der er højere end de marginale. Hvordandette kan ske uden at forstyrre rette prissignal, vil også blive belyst.Endvidere vil det kræve en selvstændig analyse at fastslå, hvorvidt en eventuel ind-føring af dynamisk tarifering på sigt vil kunne anvendes for Energinet.dk’s ydelserinden for gældende lovgivning.

Arbejdsgruppen for dynamiske tariffer anbefaler, at1. den lokale netvirksomhed ud fra sit kendskab til lokale forhold fortsat eransvarlig for udformningen af fremtidens tariffer i henhold til metoder,der er godkendt af Energitilsynet.2. Energinet.dk ud fra sit kendskab til transmissionssystemet og system-omkostninger fortsat er ansvarlig for udformningen af en evt. dynamisknet- og systemtarif.3. den lokale nettarif på netvirksomhedens initiativ kan udformes således,at denne afspejler netvirksomhedens marginalomkostninger, dvs. at endynamisk tarif fx indeholder:i. en nettabstarif (kortsigtede omkostninger).ii. omkostninger, herunder evt. sparede, til netudbygning (langsig-tede marginal omkostninger).iii. dækning af generelle omkostninger og forrentning udover margi-nale omkostninger på en måde, der mindst forstyrrer rette pris-signal.4. ved en eventuel omlægning af den lokale nettarif skal hensynet til for-brugeren overvejes nøje, så afregningen fortsat kan ske ud fra rimelige,gennemsigtige og ikke-diskriminerende principper. Herunder skal el-forbrugernes regninger ved en eventuel omlægning vedvarende udfor-mes, så de fortsat er forståelige for modtagerne, og oplysninger om net-tariferingsprincipperne og tariferingen skal være tilgængelige.5. der tages initiativ til en vurdering af, om der er behov for ændring af pris-bestemmelserne i elforsyningsloven for at sikre, at de lokale netselska-ber har adgang til eventuelt at tarifere ud fra et marginalomkostnings-princip (service-check af elforsyningslovens prisbestemmelser).6. det accepteres, at Energitilsynet fortsat godkender netvirksomhedernesog Energinet.dk's tariferingsprincipper, men ikke konkrete tariffer.Det er arbejdsgruppens opfattelse, at efficient tarifering er vigtig for, at fremme et ef-fektivt marked med øget el-efterspørgsel, og en øget andel af fluktuerende vedva-rende energi i el-systemet. En tarifering baseret på marginale og ikke gennemsnitligeomkostninger kan give et mere korrekt prissignal fra markedet til forbrugeren. Demarginale omkostninger angiver, hvad det koster at tilvejebringe én ekstra (marginal)enhed. Effektiv ressourceallokering og efficiensteori foreskriver, at kun hvis samfun-

det, dvs. kunderne og virksomheden, er villige til at betale den marginale omkostning,skal virksomheden stille denne enhed til rådighed.Det er væsentligt, at forbrugerne på enkel og let forståelig vis informeres om forven-tede tarifudsving.Arbejdsgruppen er samtidig af den opfattelse, at en dynamisk tarifering på sigt mednye anvendelsesområder for el og udbygning af ufleksibel elproduktion vil rumme etsamfundsøkonomisk perspektiv. Gevinsterne ved rette prissignaler vil dog skullesammenholdes med eventuelt ekstra administrative omkostninger og overvejelser omrisikoafdækning.Det er også arbejdsgruppens opfattelse, at den sandsynlige udbredelse af el-patroner i de nærmest kommende år - sammenholdt med, at Østdanmark og Vest-danmark i 2010 bindes sammen med den elektriske Storebæltsforbindelse - indebæ-rer, at overskuds-el og/eller billig el kan opsuges af el-patroner i bl.a. fjernvarmesek-toren. Et øget omfang af elektriske apparater såsom varmepumper og el-biler vil påsigt kunne supplere og i visse tilfælde erstatte el-patroner.Det er tillige arbejdsgruppens opfattelse, at en omlægning af den nuværende tarife-ring til dynamisk tarifering ganske kan føre til mere omkostningsægte prisfastsættelseaf netvirksomhedernes og Energinet.dk's ydelser, men det fordrer viden om, hvorle-des dynamiske tariffer virker i forhold til især netvirksomhedernes ydelser.

2.1.1 Vedvarende energi fluktuererDagens el-system er bygget op gennem mange år ud fra, at strømmen skal produce-res, når forbrugerne har behov for den. Denne situation kan imidlertid lejlighedsvisblive ændret, når el-systemet tilføres store mængder vedvarende energi såsom vind-kraft og solceller med følgende usystematiske udsving i produktionen. Det kan derforblive aktuelt at motivere til og fjerne barrierer for, at efterspørgslen på elforbrug kanvariere i forhold til udbuddet samt at give incitament til alternative anvendelser af el,der kan substituere det eksisterende forbrug af fossile brændsler med el. Det kanvære en af måderne, hvorved den miljøvenlige, men fluktuerende vedvarende energikan nyttiggøres.Vedvarende energi er allerede i dag en integreret del af den danske energiforsyning.Konsekvenserne af de usystematiske fluktuationer i el-produktionen fra denne er der-for ikke noget nyt problem. Løsningen har hidtil været, at variere udbuddet af el vedat øge el-eksporten og eventuelt nedregulere kraftværkernes produktion, når det fxblæser meget. Det sker gennem markedets prissignaler, der omvendt også kan med-føre import af el. Udbygningen med især vindkraft i vores nabolande samt samkø-ringsforbindelsernes kapacitet begrænser imidlertid mulighederne for ubegrænsetudveksling af el.Med øget tilgang af el fra vedvarende energi i de kommende år kan tiltag og løsnin-ger, der øger anvendelsesområderne for fluktuerende el i lokale net, være hensigts-mæssige. Samtidig har teknologiske fremskridt medvirket til en højere rentabilitet vedel-anvendelse på en række nye områder. Denne udvikling forventes at fortsætte, såelektricitet kommer til at erstatte en stadigt stigende andel af øvrigt energiforbrug. Denye anvendelsesområder kan sikre, at der sker en samfundsøkonomisk fornuftig nyt-tiggørelse af produktionen af el fra de kommende års betydelige udbygning med fluk-tuerende vedvarende energi, men samtidig udfordrer de nettet på grund af lokale ud-sving i elforbruget.Med dette perspektiv in mente stilles netvirksomheder over for det principielle valgenten at udbygge netkapaciteten dækkende maksimal lokal belastning, tage skridt tildirekte forbrugsstyring via styringsteknik eller påvirke forbrugeradfærden gennemdynamisk tarifering. Forbrugsstyring via styringsteknik eller incitamentsstyring gen-nem dynamisk tarifering kan potentielt bidrage til at mindske behovet for netudbyg-ning til gavn for samfundsøkonomien. Gennem dynamisk tarifering vil der samtidig17

ske markedsgørelse af elforbruget. Dynamisk tarifering vil dog, alt andet lige, giveanledning til et øget informationsbehov med efterfølgende højere administrative om-kostninger end den traditionelle tarifering. Det er derfor vigtigt, at vurdere gevinstenved den dynamiske tarifering i forhold til den samfundsøkonomiske omkostning vedtariferingen.En dynamisk tarifering vil være i overensstemmelse med princippet om, at tariferingaf transport af el gennem el-nettet skal de dække omkostningerne, transporten af-stedkommer.2.1.2 Nye anvendelsesområder for el på kort og lang sigtPå det korte sigt 3 - 5 år er el-patroner i fjernvarmeforsyningen et potentielt anven-delsesområde med vigtige egenskaber for integration af fluktuerende vedvarendeenergi. Med kort varsel kan el-patronerne absorbere overskydende el fra vedvarendeenergi og anvende denne direkte til varme eller lagre denne som varme. Med el-patroner i fjernvarmesystemerne kan fx vindkraftværkerne dermed undgå at skullesælge til negative priser. Med permanentgørelsen af ”el-patronloven” er der skabtøkonomisk grundlag for betydelige investeringer i el-patroner i fjernvarmeforsyningenog evt. hos forbrugere med stort varmeforbrug.På længere sigt er individuelle varmepumper og varmepumper i fjernvarmeforsynin-gen samt el-biler potentielle nye anvendelsesområder for el. Individuelle varmepum-per produceres allerede i væsentligt omfang, og det forventes ikke, at der går langtid, inden de er langt mere udbredt. Teknologierne vil kunne udglatte visse former affluktuationerne - særligt de kortvarige, men er mindre velegnede til andre. Man skaldog ikke kun vurdere hensigtsmæssigheden af varmepumper og elbiler ud fra, hvor-vidt deres forbrug kan variere. Individuelle varmepumper produceres allerede i væ-sentligt omfang, og det forventes ikke, at der går lang tid, inden de er langt mere ud-bredt som f.eks. i nabolande mod nord.Visionen er at benytte omkostningseffektive løsninger. Det kan fx medføre, at indivi-duelle varmepumper erstatter individuelle olie- og naturgasfyr, dvs. i praksis varme-forsyningsanlæg uden for de centrale byområder, når det kan betale sig. Det vil per-manent øge elforbruget. Varmepumper i fjernvarmeforsyningen kan især skulle for-trænge naturgasbaseret kraftvarme, idet el-produktion på kraftværkerne erstattes afel fra vedvarende kilder, og varmeforsyningen af varme leveret af varmepumper.Varmepumperne er i kraft af en højere virkningsgrad mere effektive i drift end el-patroner. Mens elpatronerne alene anvendes, når elprisen er meget lav, vil varme-pumper, når de først er etableret også blive anvendt ved normale priser og særligtvære fleksible ved høje priser, hvis der alternative måder at fremstille varmen.

Varmepumpernes egenskaber i forhold til indpasning af fluktuerende vedvarendeenergi er bedst, når de suppleres med varmemagasiner. Varmepumper uden dissekan kun i begrænset omfang nedreguleres uden væsentligt komforttab for brugeren.Men der vil være mulighed for at agere begrænset fleksibelt selv ved mindre tempe-ratursvingninger, da boligen i sig selv udgør et varmelager, der til en vis grad kansidestilles med et egentligt varmemagasin.Set i forhold til el-patroner er varmepumperne desuden dyrere at anskaffe. Der ersamme afgift på el til el-patroner og varmepumper.For kraftvarmeværkerne er der ved el-patronordningen sat et loft over den samledeafgiftsbelastning af varmen. Denne ordning er dermed afgiftsmæssig neutral for de toteknologier. Den samlede omkostningseffektivitet bør være afgørende for valget afteknologi.Fremtidsvisionen er, at el-biler kan oplades på tidspunkter, hvor el-nettet enten erlavt belastet og/eller prisen på el (den rene elpris/spotprisen) er lav. Opladning omnatten stiller specifikke krav til udformningen af styringsautomatik. Denne automatikskal dels reagere på rette incitamentgivende prissignaler, dels sikre, at opladning afel-biler fordeles på en hensigtsmæssig måde over tid. Lav netbelastning og lav elpriser ikke nødvendigvis tidsmæssig sammenfaldende, selv om der er en høj grad afsammenfald. Både antallet af varmepumper og el-biler forventes udbredt med geo-grafisk variation. El-biler forventes fx størst udbredelse i byområder.De nævnte anvendelsesområder er alle karakteriseret ved at kunne være mere flek-sible end det meste ”vanlige” elforbrug og samtidig have et betragteligt selvstændigtforbrug. Ea Energianalyse har anslået potentialet for nedregulering (øget forbrug) tilca. 190 MW ved 100.000 individuelle varmepumper, mens potentialet for elbiler eranslået til 200 MW. De nye anvendelsesmuligheder vil desuden kunne erstatte for-brug af olie og gas med de virkninger for forsyningssikkerhed og miljø, som følgerheraf. Den indirekte effekt af en øget vedvarende energi andel er således et øgetelforbrug. Anvendelsesområderne er desuden alle karakteriseret ved at have et rela-tiv stort elforbrug pr. forbrugssted, hvorfor de samfundsmæssige gevinster ved atudnytte dem dynamisk i flere tilfælde kan overstige transaktionsomkostningerne her-ved, idet mangel på dynamisk styring kan føre til betydelige udfordringer for lokalenet.Teknologiske fremskridt medfører sandsynligvis flere nye anvendelsesområder. Dis-se bør behandles og nyttiggøres successivt, som de kommer.

2.1.3 El-nettets kapacitetElforbruget er i dag karakteriseret ved en betydelig døgnvariation med ”kogespidser”morgen og aften i lokale net med mange husholdninger samt ”nathul”. En øget elan-vendelse kan påvirke nettets udnyttelsesgrad på to modsatrettede måder. Hvis for-bruget indpasses hensigtsmæssigt, kan ”kogespidserne” reduceres fx ved at nedre-gulere el-patroner og varmepumper på pågældende tidspunkter2. Det sker i forvejenfor elpatronerne ved det almindelige prissignal. Samtidig udfyldes ”nathullet” med eltil el-patroner, når priserne er særligt lave og ved el til varmepumper og el til oplad-ning af el-biler ved mere normale priser. Alternativt fordeles forbruget af el til nye an-vendelsesområder efter samme mønster over døgnet som det nuværende, hvilketblot vil skabe større ”spidser” og ”huller” i forbrugsprofilen. Der kan derfor på sigt bli-ve behov for tiltag, der omkostningseffektivt bidrager til en udjævning af det samledeelforbrug, hvilket alt andet lige reducerer behovet for øget net-kapacitet gennem sik-ring af en højere og mere konstant udnyttelse af kapaciteten.Et andet centralt problem er, at mange lokale el-net på de laveste spændingsniveau-er (0,4 kV og 10 kV) med en væsentlig ekstrapolering af det nuværende forbrugs-mønster ikke vil have tilstrækkelig kapacitet. Et større forbrug vil derfor enten affødeomfattende netudbygninger og/eller forudsætte en ændret forbrugsprofil. Hvad der ermest effektivt, afhænger af forbrugstilvæksten i forhold til den ledige kapacitet i detlokale net. Således vil der - selv inden for samme netområde - kunne være store for-skelle på de reelle marginale omkostninger ved øget forbrug, afhængigt af den aktu-elle reservekapacitet.Tidligere steg elforbruget kraftigt, og nettet blev udbygget til det forventede stigendeforbrug i fremtiden. I de seneste 5- 10 år er forbruget stagneret. Der er således rigeligkapacitet mange steder herunder især der, hvor forbruget falder, mens det kan bliveaktuelt med ny kapacitet i de områder, hvor forbruget stiger.Både problemet med at flytte forbruget til tidspunkter med overskydende produktion,herunder til perioder hvor det blæser meget, og problemet med manglende kapaciteti el-nettet kan delvist afhjælpes via øget forbrugsfleksibilitet faciliteret af tariffer, somafspejler omkostningerne ved belastningen af nettene.Afhjælpningen af disse to udfordringer kan dog somme tider komme i konflikt medhinanden. Lave priser på engrosmarkedet (stor vedvarende energi produktion, derfødes ind i lokale net), kan samtidig give anledning til høje nettariffer (nettet har lilleledig kapacitet). De tidspunkter, hvor el-nettet har kapacitet til at overføre el til el-patroner, varmepumper, el-biler eller andre fleksible anvendelsesmuligheder, er der-

med ikke nødvendigvis tidsmæssigt sammenfaldende med de tidspunkter, hvor mar-kedets el-pris er lav og dermed giver størst incitament til elforbrug.Konflikten kan opstå, hvis der i det lokale net er tilsluttet mange installationer, deralene styres efter elprisen, uden hensyn til om der derved opstår kapacitetsmangel inettet.2.1.4 Styring af elforbrugMed en øget anvendelse af el vil der de steder, hvor forbruget er tæt på nettets ka-pacitet, enten være behov for udbygning af el-nettet, men behovet kan reduceres vedfx automatiserede systemer til styring af elforbrug. Tariferingen skal derfor indrettespå en måde, der sikrer netvirksomhederne dækning for deres nødvendige omkost-ninger.Et regulerende tarifdesign kan opnås ad to veje:•Gennem direkte incitamentsgivende prissignaler til slutkunden•Via automatiseret software til styring af elforbrugI praksis vil de skulle kombineres. Automatik, der kan styre forbruget, er mest inte-ressant ved større prisudsving. Samtidigt vil tidsdifferentiering særligt hos mindre for-brugere kun få effekt, hvis automatik sikrer, at forbrugeren kan flytte forbruget udenat lide et komforttab, der overstiger gevinsten ved at flytte forbruget.Ved begge løsningsmodeller er det essentielt, at tilskyndelsen til enten selv at agerefleksibelt eller til at installere automatiseret software til styring af elforbruget er reel ogoverstiger transaktionsomkostningerne og et evt. komforttab. Det er imidlertid ogsåvigtigt, at det regulerende tarifdesign udformes på en måde, der sikrer en reel spred-ning af elforbruget og ikke blot flytter en ”spids” fra ét tidspunkt til et andet. Et auto-matiseret software, der eksempelvis igangsætter opladning af alle el-biler i et lokal-område på samme tidspunkt om natten, skaber blot en ny ”spids” og aflaster derforikke el-nettet optimalt.Tidshorisonten for udviklingen af automatiseret software til styring af elforbrug kanendnu ikke fastslås. Softwareudviklingen forventes dog at ske i takt med behovetherfor, dvs. successivt sammen med udbredelsen af nye anvendelsesmuligheder forel.Spørgsmålet er, hvordan man kan fastlægge en tarif, som kan anvendes til en rime-lig, retfærdig og ikke mindst effektiv fordeling af omkostninger til udbygning, drift ogforrentning af el-nettet, og som samtidig fremmer den mest samfundsøkonomiskeudvikling af el-nettet. Samtidig er det formålet, at de incitamentsgivende tariffer vilvirke belastningsudjævnende. Og endelig: Hvis incitamentsgivende tariffer accepte-

res som rimelige og retfærdige og mere effektive end de eksisterende tariffer, bør derlægges en strategi for deres indførelse.2.1.5 Forbrugernes el-målereEl-målere med timeregistrering af elforbrug anses ofte som en forudsætning for ud-bredelsen af fleksibelt elforbrug. Netselskaberne har truffet beslutning om, at halvde-len af landets husstande har eller vil få installeret timemålere. Der er imidlertid pt.ingen planer om nyttiggørelse af disse målere i form af timeafregning af mindre kun-der.Fokus på udbredelsen af timeaflæste el-målere bør - hvis det alene begrundes i etønske om mere vedvarende energi og øget fleksibilitet - imidlertid ikke rettes modhusstande med ”vanligt” elforbrug, men mod måling af kunder, der benytter el til denye anvendelsesområder el-patron (i fjernvarmesektoren), varmepumpe eller el-bil. Ihusstandene er elforbruget pr. forbrugssted (lampested) lille og ufleksibelt, hvorimodel til varmepumper eller el-biler er højt pr. forbrugssted og potentielt fleksibelt, hvilketbedre kan begrunde timemåling og installation af udstyr til styring af elforbruget udfra såvel privat- som samfundsøkonomiske betragtninger - dog forudsat at tariffenindrettes derefter.Tids- og/eller prismæssig automatisk styring af elforbrug vil være et produkt, der til-bydes kunderne i form af en automatiseret software. Sådanne styringsenheder findesikke i dag og vil ikke nødvendigvis blive indbygget i fremtidige el-målere. Når kunder-ne efterspørger automatisering, vil der komme bedre økonomi i innovationen.

2.2.2 IndledningDette afsnit beskriver og kategoriserer netvirksomhedernes omkostninger ud fra be-tragtninger om, at netvirksomhedernes tariffer skal understøtte et efficient forbrugs-mønster og sikre, at netudbygningen sker i henhold til samfundets og forbrugernesefterspørgsel.Netvirksomhederne opererer under forskellige forhold, hvad gælder mængden affluktuerende produktion, forbrugsmønstre, relativ netkapacitet mv. Dette skal selvføl-gelig afspejles i virksomhedernes tariffer, hvilket betyder, at dette afsnit kun beskrivervirksomhedernes omkostninger på et ”generelt niveau”. I praksis er alle virksomhederforskellige, hvilket de bør handle efter. Særligt i en situation med store forandringerunder opsejling, som det er tilfældet i disse år, er det vigtigt med en virksomhedsspe-cifik tilgang til området - dog gerne ud fra generelle principper.Den store udfordring for netvirksomhederne, hvor forbruget stiger, er at dimensionerenettet til et stigende elforbrug, uden at omkostningerne hertil bliver unødvendigt sto-re. I lokale og regionale net, hvor netkapaciteten kan blive begrænsende for indpas-ningen af el fra fluktuerende vedvarende energi og nye el-anvendelsesmuligheder,kan der opstå behov for at forøge netkapaciteten. Investeringer i nettet bør derforindregnes i de marginale omkostninger, som tarifferne ud fra en efficiensmæssig be-tragtning bør baseres på.Nedenfor beskrives kort baggrunden for og teorien bag en effektiv omkostningsægtetarifering, forskellen på kort- og langsigtsbetragtninger og netvirksomheders margi-nalomkostninger ved forbrug. Konklusionen er, at netvirksomhedernes tarifering inogle tilfælde mest hensigtsmæssigt bør baseres på virksomhedens langsigtede in-dividuelle marginalomkostninger, hvilket inkluderer omkostninger til evt. fremtidig ne-tudbygning sammenholdt med ændringer i omkostningerne til nettab. Tarifering eftermarginalomkostninger vil dog, alt andet lige, give anledning til et øget informations-behov med efterfølgende højere administrative omkostninger end den traditionelletarifering. Det er derfor vigtigt, at vurdere gevinsten ved den dynamiske tarifering iforhold til den samfundsøkonomiske omkostning ved tariferingen.2.2.3 De kostægte tariffer baseres på netvirksomhedernes marginalomkostningerI elforsyningslovens § 69 og 73 er det beskrevet, at netvirksomhederne har ret ogpligt til at fastsætte deres tariffer, så de afspejler de bagvedliggende omkostninger,som hver enkelt kunde(gruppe) giver anledning til. Virksomhederne har desuden mu-lighed for en rimelig forrentning af indskudt kapital. Dette afspejler et kriterium, om atnetvirksomhederne ikke må diskriminere urimeligt mellem kunder.I overensstemmelse med elforsyningsloven tariferer netvirksomhederne i meget vidudstrækning kundegrupper forholdsmæssigt efter de omkostninger, som deres for-

brug og kundeforhold i gennemsnit giver anledning til. Disse principper er helt i trådmed normative forhold om ”retfærdighed” og lignende, men giver ikke nødvendigvisefficiente forbrugsmønstre og deraf korrekte incitamenter til netudbygning sammen-holdt med andre foranstaltninger til at sikre en stabil og omkostningseffektiv forsy-ning.En tarifering baseret på marginale omkostninger angiver i modsætning til den nuvæ-rende, hvad det koster at tilvejebringe én ekstra (marginal) enhed. Effektiv ressour-ceallokering og efficiensteori foreskriver, at kun hvis samfundet, dvs. kunderne ogvirksomheden, er villige til at betale den marginale omkostning, skal virksomhedenstille denne enhed til rådighed.Ideen med og grunden til, at det er ønskværdigt at tarifere efter marginale frem forgennemsnitlige omkostninger, er, at kunderne derved kan se, hvilke omkostningerderes efterspørgsel rent faktisk giver anledning til - givet øvrige kunders forbrug ogvirksomhedens eksisterende forhold - og reagere efter dette. Kunder, der får prissig-naler baseret på marginale omkostninger, får et tydeligere incitament til at ageresamfundsmæssigt såvel som individuelt effektivt i det omfang dette er teknisk muligt,og netvirksomhederne vil derfor være i stand til bl.a. at dimensionere nettets kapaci-tet økonomisk efter efterspørgslen.2.2.4 Forskel på kort og lang sigtNetvirksomhedernes investeringstunge virksomhed medfører, at der er væsentligforskel på forudsætningerne for virksomhedernes omkostninger på henholdsvis kortog lang sigt.På kort sigt er nettets kapacitet givet som en urokkelig konstant, og afskrivningernepå allerede foretagne investeringer kan som en følge heraf bedst beskrives som sunkcosts for netvirksomhederne. Omvendt gælder det, at alle netomkostninger er variab-le på lang sigt, da netvirksomhederne på lang sigt kan tilpasse dimensioneringen afnettet.Ovenstående indsigt er essentiel, når man diskuterer og beskriver tariferingen base-ret på marginalomkostningerne. Forskellen på forudsætningerne på kort og lang sigtmedfører nemlig, at netvirksomhedernes langsigtede marginalomkostninger afvigerfra de kortsigtede.For en givet netkapacitet er der således kun få omkostningselementer, der direkteafhænger af forbrugets størrelse og sammensætning. Afskrivningerne står ikke til atændre, og den nødvendige drift og vedligeholdelse af el-nettet er også i høj grad be-stemt af tidligere investeringer. Nettabet er derimod afhængigt af netbelastningen ogdermed af spidsbelastningen af nettet.

Omvendt afhænger omkostningerne på lang sigt i høj grad af nettets dimensionering,der bør afspejle forbrugsmønstret, forudsat forbruget er driver for udbygningen. Detbetyder, at de langsigtede omkostninger i væsentlig grad afhænger direkte af forbru-get og dets fordeling over tid.Den tarifering, der understøtter en korrekt langsigtet dimensionering af el-nettet, børbaseres på netvirksomhedernes marginalomkostninger på tilpas lang sigt, da dettesikrer langsigtet efficiens.2.2.5 Netvirksomhedernes samlede omkostningerNetvirksomhederne har overordnet set omkostninger til afskrivninger på investeringeri infrastruktur og løbende driftsomkostninger inklusive omkostninger til nettab.I gennemsnit udgør afskrivninger ca. 30 % af de samlede omkostninger, mens drifts-omkostningerne udgør de resterende 70 %. Af disse driftsomkostninger udgør om-kostningerne til nettab ca. 23 %, hvorfor dette er en betragtelig post.Generelt gælder det, at virksomheder med relativt nye net har en større andel af af-skrivninger end virksomheder med ældre net.2.2.6 Netvirksomhedernes marginalomkostninger ved et øget forbrugI identifikationen af netvirksomhedernes marginalomkostninger gælder det om at fin-de ud af, hvilke omkostninger der vil stige som følge af et marginalt øget forbrug pået givet tidspunkt. Ovenfor er det beskrevet, hvorfor og hvordan forudsætningerneom tilpasningen af omkostninger har betydning for netop de marginale omkostninger.Nedenfor uddybes denne beskrivelse af omkostningselementer, der varierer medforbruget (eller rettere den efterspurgte effekt) på et givent tidspunkt.Nettabsomkostningerne afhænger af mængden af transporteret elektricitet, kablernesbelastning, længden, som elektriciteten transporteres, samt værdien af den elektrici-tet der tabes. Nettabet er ekspotentielt stigende med netbelastningen. De marginaleomkostninger til nettab er derfor stigende i takt med forbruget på kort sigt, medmin-dre stigningen primært sker i lavlastperioder. Beregning af de marginale nettabsom-kostninger er nærmere beskrevet i bilag 2.For at sikre, at justeringen af netkapaciteten sker i henhold til forbrugernes efter-spørgsel, skal omkostningen ved justering af netkapaciteten desuden indregnes imarginalomkostningerne ved øget forbrug (effekt). Når dette sker, kan forbrugernese, hvilke omkostninger de giver anledning til på længere sigt og derved beslutte, omde ønsker at betale prisen eller omlægge forbrugsmønstret - dog forudsat, at et æn-dret forbrugsmønster afspejler sig i betalingen for netydelsen.

Hvis samfundets nettogevinst ved at udvide netkapaciteten er større end nettogevin-sten ved at mindske eller flytte forbruget, skal nettet udbygges. De omkostningsægtetariffer, der sikrer incitament til et samfundsmæssigt efficient forbrugsmønster og kor-rekt udbygning af el-nettet, afspejler altså marginalomkostningen ved forbrug inklusi-ve de forventede netudbygningsomkostninger, som elforbruget giver anledning til.Kun ved sådanne langsigtsbetragtninger kan muligheden for at udbygge nettet effek-tivt udnyttes i nødvendig og tilstrækkelig grad.Det er en direkte følge af denne indsigt, at tarifferne i el-net med rigelig kapacitet(sandsynligheden for utilstrækkelig netkapacitet = 0) på kort sigt kan baseres påværdien af de marginale tab i nettet samt variable driftsomkostninger i øvrigt.2.2.7 Forskellige rammevilkår afføder forskellige omkostningsstrukturer og forskelligtariferingDe danske netvirksomheder er forskellige på en række punkter; nettets alder, størrel-sen på afskrivningerne, den relative netkapacitet, andel af el fra fluktuerende vedva-rende energi, mv. Flere af disse forskelle har betydning for beregningen af netvirk-somhedernes marginale omkostninger og derved den optimale tarifering.Dette notat indeholder derfor kun generelle overvejelser for en økonomisk efficienttarifering, mens de specifikke tariffer altid skal vurderes i den lokale netvirksomhed,der har bedst viden om deres individuelle el-net, og som kender baggrunden for om-kostninger og investeringer.I en situation med meget forskellige lokale forhold og vidt forskellige udbygningsbe-hov og belastningsprofiler må man forvente, at man kommer til at bevæge sig vækfra brugen af generelle tariferingsmetoder.Ud fra efficiensmæssige hensyn er der forskel på den korrekte prissætning i el-netmed henholdsvis rigelig netkapacitet og knap netkapacitet, da marginalomkostnin-gerne divergerer i nettene. I praksis vil flere forskelle have betydning for den enkeltenetvirksomheds effektive tarifering. Det vigtigste er imidlertid blot, at netvirksomhe-derne hver især giver forbrugerne de samfundsmæssige og individuelt effektive pris-signaler, der sikrer et omkostningseffektivt forbrugsmønster og en netudbygning, derer tilpasset det langsigtede behov sammenholdt med af andre tiltag til at sikre enstabil forsyning.Når netvirksomhedens tarifering afspejler deres egne individuelt fastsatte langsigtedemarginalomkostninger, vil forbrugernes valg sikre efficiens i omkostningerne til fordelfor alle aktører: Netvirksomheden vil ikke udbygge nettet unødigt, og forbrugerne vil

2.3.1 Opsummering•Energinet.dk’s analyser viser, at udnyttelsesgraden i transmissionsnettet varie-rer tilfældigt over døgnet og året uden sammenhæng med tiden. Energinet.dkfinder heller ikke sammenhæng mellem forbrugets størrelse og transmissions-nettets udnyttelse, hvilket illustrerer, at udbuddet har den største indflydelsepå udnyttelsen, og det indebærer, at man ikke forlods kan udpege bestemtetidsrum som særligt kritiske eller dimensionerende for transmissionsnettetsudbygning. Energinet.dk har ud fra dette vurderet, at det er mest retvisende, atfastsætte nettariffen som en enhedstarif, men vil belyse spørgsmålet nærmeremed henblik på fastsættelse af omkostningsægte dynamiske tariffer.I dette afsnit behandles elsektorens transmissionstariffer. Transmissionstariffen har idag karakter af en volumenbetaling med en ensartet pris (øre/kWh) i alle årets 8760timer. I afsnittet beskrives, hvorfor Energinet.dk hidtil har betragtet denne tariferingsom mest hensigtsmæssig set ud fra strukturen af de kort- og langsigtede marginal-omkostninger.Foruden nettarif opkræver Energinet.dk en systemtarif og en PSO-tarif.Systemtariffen, der ligesom nettariffen har karakter af en volumenbetaling med enensartet pris (øre/kWh) i alle året 8760 timer, dækker omkostninger til reservekapaci-tet mv. Energinet.dk’s omkostninger til reservekapacitet mv. er relateret til internatio-nale aftaler, der bestemmer, at Energinet.dk skal sikre adgang til reserver i nødven-digt omfang således, at det danske el-system kan klare udfald af største enhed (pro-duktionsanlæg eller netkomponent) på ethvert tidspunkt. Tariffen bør fastsættes udfra synspunktet, at omkostningerne bør betales af dem, som får gavn af ydelsen ogforårsager omkostningerne, uanset hvilke forbrugere eller producenter, der er taleom.

Da reservemængden hverken er relateret til størrelsen af forbruget eller forbrugs-mønsteret, er det valgt at opkræve udgifterne til reservekapacitet mv. ligeligt over allekWh. Det bemærkes, at fleksibelt elforbrug på linje med fleksibel produktion kan bi-drage med reservekapacitet og herigennem opnå en fortjeneste. Dette sker aktueltfor en række el-patroner.PSO-tariffen, som dækker Energinet.dk's omkostninger ved offentlige forpligtelser,som er fastlagt i elforsyningsloven, behandles ikke yderligere i denne rapport. PSO-tariffen er en parafiskal tarif, og den behandles i Skatteministeriets redegørelse omdynamiske afgifter.Tarifering af udlandsforbindelser er heller ikke en del af nærværende redegørelse.Der eksisterer ikke en særskilt tarif, der påløber ved al transport over landegrænser.Flaskehalse på udlandsforbindelser håndteres som led i markedets prisdannelse.Metoden (implicitte auktioner) indebærer, at markedsprisen stiger/falder, når forbin-delsen udnyttes til kapacitetsgrænsen. Metoden, som sikrer dynamisk prissætning afbegrænset transmissionskapacitet, behandles ikke videre her.Tilbage bliver nettariffen, som dækker over Energinet.dk's omkostninger til udbyg-ning, drift og vedligeholdelse af det overordnede transmissionsnet. Nettariffen pålig-nes såvel forbrugere som producenter i varierende omfang.2.3.2 Overordnede principperEnerginet.dk's tarifering følger reglerne i elforsyningslovens § 73. Energinet.dk’søkonomi er baseret på et hvile-i-sig-selv princip, dvs. med dækning af aktuelle om-kostninger og en begrænset forrentning. Prisfastsættelsen skal ske efter rimelige,objektive og ikke-diskriminerende kriterier i forhold til, hvilke omkostninger de enkeltekøberkategorier giver anledning til.2.3.3 Måling af aktivitetsniveau i transmissionsnettetNår man skal vurdere, om den gældende tarifstruktur er hensigtsmæssig eller ej, såspiller transmissionsnettets udnyttelsesgrad en afgørende rolle.Det er ikke nogen helt nem sag at definere ét tal, som udtrykker transmissionsnettetsudnyttelsesgrad. Belastningen i et givet punkt i transmissionsnettet afhænger af, omder er leverancer til eller fra det underliggende net samt størrelsen af import/eksport,og strømmen flyder automatisk rundt i nettet afhængig af, hvor modstanden ermindst. På den måde bliver det en kompliceret sag at angive en formel, der summe-rer målinger af de forskellige strømme til et samlet aktivitetsmål.Som "surrogat" for transmissionsnettets aktivitetsniveau har Energinet.dk derfor valgtat betragte størrelsen af nettabet. Energinet.dk har analyseret en række parametre.

2.3.4 SæsonvariationAnalyserne viser, at der ikke er nogen iøjnefaldende sæsonvariation, for så vidt an-går transmissionsnettets udnyttelsesgrad. Dette resultat kan virke overraskende, daelforbruget udviser meget betydelig sæsonvariation, således er elforbruget i som-merhalvåret ca. 25 % lavere end elforbruget i vinterhalvåret.Baggrunden er, at transmissionsnettet - udover at fungere som transportør af strømfra de store kraftværker/udlandet til de underliggende net og derfra videre til endeligtforbrug - også fungerer som modtager af strøm fra de underliggende net (distribueretproduktion) og formidler af transit.2.3.5 Års- og timevariationEnerginet.dk's analyser viser, at umiddelbart optræder nettabet over tid uden synder-lig systematik. Den foreløbige konklusion er dermed, at transmissionsnettets udnyt-telsesgrad varierer tilfældigt over døgnet og året uden sammenhæng med tiden.Inden man imidlertid kan konkludere, at en volumentarif (enhedstarif) er det rettemiddel i en sådan situation, skal man se på, om transmissionsnettets udnyttelses-grad (nettabet) varierer systematisk med andre parametre end tiden.2.3.6 Transmission og forbrugEnerginet.dk's analyser viser her, at der ikke er nogen systematisk sammenhængmellemforbrug/forbrugsmønster og transmissionsnettets udnyttelsesgrad. Dette re-sultat har Energinet.dk hidtil brugt til at bestemme, at de langsigtede omkostningervedrørende transmissionsnettets udbygning fordeles ligeligt over årets 8760 timer.Spørgsmålet er dernæst, om der er nogle af nettariffens variable komponenter, derindeholder en struktur, som kan motivere tidsafhængige eller dynamiske tariffer.Langt den største variable komponent er Energinet.dk’s indkøb af el til dækning afnettab. Nettabet indkøbes dag-for-dag i spotmarkedet, og det er velkendt, at spotpri-serne ofte varierer over døgnet, således at markedsprisen er højst om dagen og la-vest om natten.Energinet.dk har analyseret en situation, hvor omkostningerne til nettab summeresindenfor treledstariffens tre lastperioder og dernæst divideres med det samlede for-brug i de tre tidsperioder. Resultatet er, at prisen for nettab opgjort på denne mådestort set er identisk mellem lastperioder. Der er endvidere ingen entydig sammen-hæng med en stigende pris fra lavlast til højlast til spidslast. Den lave tidsdifferentie-ring skyldes, at både omkostninger og det forbrug, som omkostningen skal fordelespå, stiger fra lavlast til højlast og til spidslast.

2.3.7 Transmission og vindproduktionFor så vidt angår sammenhængen mellem vindproduktionens størrelse og transmis-sionsnettets udnyttelsesgrad målt ved størrelsen af nettabet, viser Energinet.dk'sanalyser, at nettabet er størst ved meget lille eller meget stor vindproduktion ogmindst ved "middel vindproduktion". Dette forløb afspejler, at der ved meget høj vind-produktion som oftest er maksimal eksport på alle udlandsforbindelser, hvilket nød-vendiggør stor udnyttelse af det indenlandske transmissionsnet. Det behøver ikke isamme omfang gælde i fremtiden, hvis markedet er indrettet til at opsuge storemængder fluktuerende vedvarende energi. I dette tilfælde kunne indenlandsk samti-digt forbrug mindske nettabsomkostningerne.Den modsatte situation gør sig gældende ved vindstille, hvor transmissionsnettetprimært bruges til at transportere strømmen fra de store kraftværker/udlandet til deunderliggende net og endeligt forbrug. Forbrug her vil medføre højere nettab.2.3.8 Transmission og transitNettabet vokser med stigende transit, hvilket i virkeligheden ikke overrasker. Transit iVestdanmark opstår enten ved sydgående transporter (import fra Norge og Sverigesamtidig med eksport til Tyskland) eller nordgående transporter (import fra Tysklandsamtidig med eksport til Norge og Sverige). I begge tilfælde lægges der beslag påstore dele af det indenlandske transmissionsnet for at gennemføre transporten.For så vidt angår transit, er der i ENTSO-regi3aftalt en kompensationsmodel, somsikrer, at de forøgede omkostninger til netinvesteringer og nettab, som transitten gi-ver anledning til, bliver dækket af de lande, som forårsager transit.Den aftalte kompensationsmodel i forbindelse med transit indebærer, at elforbruger-ne ikke kommer til at betale for de merudgifter, som transitten giver anledning til.2.3.9 KonklusionI dette afsnit er der refereret til Energinet.dk's analyser af sammenhængen mellemtransmissionsnettets udnyttelsesgrad og forskellige parametre. Resultatet er, at ud-nyttelsesgraden varierer tilfældigt over døgnet og året uden sammenhæng med ti-den. Der er ikke fundet sammenhæng mellem forbrugets størrelse og transmissions-nettets udnyttelse, hvilket indebærer, at man ikke kan udpege bestemte tidsrum somsærligt kritiske eller dimensionerende for transmissionsnettets udbygning. En separatanalyse af omkostninger til nettab har desuden vist, at der er meget lille forskel mel-lem prisen for nettab, hvis man fordeler omkostningerne ud over forbruget i lav-, høj-og spidslastperioder.

Bilag 1 - Beskrivelse af tarifferEnerginet.dk’s tariffer er ikke ens øst og vest for Storebælt, ligesom der er lokale for-skelle med hensyn til netvirksomhedernes tariffer. Tabel 1-3 viser de gennemsnitligetariffer og afgifter i 1. kvartal 2010 for tre forskellige forbrugsstørrelser. Tallene kangenfindes på Energitilsynets hjemmeside.Tabel 1:Tarif- og afgiftselementer for en husholdningsforbruger (4.000 kWh), 1.kvartal 2010. Alle beløb er ekskl. moms. Der betales desuden et abonnement til denlokale netvirksomhed. Dette andrager i gennemsnit 624 kr. pr. årElementNettarif, 400/150 kVSystemtarifPSO-tarifLokal nettarif,60/10/0,4 kVEnergiafgiftinkl. elsparebidragEldistributionsbidragEnergispareafgiftI ALTØre/kWh3,52,711,515,261,94,06,2105,0ForklaringBetaling til Energinet.dk (transport)Betaling til Energinet.dk (forsyningssikkerhed)Betaling til Energinet.dk (off. forpligtelser)Betaling til netvirksomhed og til regional trans-missionsvirksomhed (transport)StatsafgiftStatsafgiftStatsafgift. CO2-afgift indtil 1.1.2010Sum af ovenstående beløb

TarifelementerI de efterfølgende afsnit er der foretaget en gennemgang af de enkelte tarifelemen-ter, herunder hvilke omkostninger, der indgår. Afgiftssatserne og eventuelle investe-ringsbidrag (ikke angivet i tabellen) behandles ikke yderligere i denne rapport.Energinet.dkNedenfor beskrives Energinet.dk’s forbrugstariffer, der alle afhænger af kundensenergiforbrug.Nettarif, 400/150/132 kVNettariffen indeholder Energinet.dk's og de regionale transmissionsvirksomhedersnettoomkostninger ved transmissionsnettet - dvs. omkostninger til nettab på 400 kV,150/132 kV og udlandsforbindelser (i alt ca. 0,9 øre/kWh), afskrivninger på el-infrastruktur, drifts- og administrationsomkostninger, finansielle poster og modregnetfor eventuelle flaskehalsindtægter på udlandsforbindelser samt transitindtægter forbrug af det danske transmissionsnet.Afregningsgrundlaget for nettariffen er bruttoforbruget. Dog betaler virksomhedermed adgang til nettoafregning, fx industrielle egenproducenter, ikke netta-rif/systemtarif for den del af deres forbrug, som de dækker ved egen produktion.

SystemtarifSystemtariffen indeholder Energinet.dk's omkostninger til reservekapacitet, system-tjenester og regulerkraft mv.Afregningsgrundlaget for systemtariffen er det samme som for nettariffen - dvs. brut-toforbruget.Foruden systemtariffen opkræves et såkaldt balancegebyr (p.t. 0,06 øre/kWh) direktehos de balanceansvarlige aktører. Balancegebyret dækker en mindre del af omkost-ningerne til reservekapacitet mv., og gebyret faktureres normalt direkte videre til slut-forbrugerne. Ordningen med at opdele udgifterne til systemtjenester i en del, sombetales kollektivt af elforbrugerne og en del, der i første omgang betales af de kom-mercielle aktører i markedet, som derefter fakturerer det videre til slutforbrugerne,blev indført fra 2009 som led i en nordisk harmonisering.PSO-tarifPSO-tariffen dækker Energinet.dk's omkostninger til offentlige forpligtelser, herunderstøtte til miljøvenlig el-produktion (vindmøller og decentrale anlæg), og forskning ogudvikling.Afregningsgrundlaget for PSO-tariffen er bruttoforbruget. Dog anvendes en reduceretPSO-tarif for den del af nettoafregnede egenproducenters forbrug, som de dækkerved egen produktion. For kunder med et forbrug over 100 GWh pr. år pr. forbrugs-sted anvendes en reduceret PSO-tarif, og endelig er alt elforbrug omfattet af el-patronloven helt fritaget for PSO-tarif.NetvirksomhederneNedenfor beskrives på brancheniveau principperne for landets distributions- og regi-onale transmissionsvirksomheders (netvirksomhedernes) tarifering af den infrastruk-turydelse, de leverer. Kunderne betaler både et forbrugsuafhængigt abonnement ogen forbrugsafhængig nettarif til den lokale netvirksomhed.Som det fremgår nedenfor i afsnittet side 37 om de principielle overvejelser bag for-delingen af omkostningselementer, afspejler netvirksomhedernes tarifering et om-kostningsægthedsprincip, der tilsiger at tarifferne for hver enkelt kunde (kundegrup-pe) skal afspejle de bagvedliggende omkostninger, som kundens (kundegruppens)forbrug giver anledning til.Netvirksomhederne er, jf. elforsyningsloven, hver især forpligtet til at tarifere omkost-ningsægte. Derfor medfører forskellige rammevilkår også forskelle i fordelingen afomkostningselementer på tværs af landet. Beskrivelsen nedenfor gengiver ”det gene-

relle billede” af netvirksomhedernes metode til tarifering. De konkrete tariffer variererfra virksomhed til virksomhed.NetabonnementNetabonnementet er forbrugsuafhængigt og derfor designet til at dække netvirksom-hedernes omkostninger ved selve kundeforholdene.Lokal nettarifDen lokale nettarif er en enhedsbetaling pr. leveret energimængde. Tariffen skal af-spejle de omkostninger, netvirksomhederne har til transport af elektricitet, dvs. deomkostninger der relaterer sig til selve leverancen og derfor kan siges at være for-brugsafhængige.Ved fordelingen af omkostninger vurderer virksomhederne, om det kun er kunder pådet pågældende spændingsniveau, der skal betale, eller om ”vandfaldsmodellen”skal benyttes, således at alle kunder på underliggende spændingsniveauer også be-taler.Vandfaldsmodellen betyder, at alle kunder, hvis elektricitet ”løber gennem” det på-gældende spændingsniveau, skal betale for omkostningerne på dette spændingsni-veau. Vandfaldsmodellen afspejler derved, at elektricitet historisk er blevet født indpå de højeste spændingsniveauer, og at kunder derfor benytter overliggende spæn-dingsniveauer for at få elektriciteten leveret. Omkostninger, der indgår i den variablenettarif, men ikke fordeles efter vandfaldsmodellen, kan fordeles direkte til kunder påhvert enkelt spændingsniveau efter de faktiske omkostninger på det pågældendeniveau, eller de kan fordeles ligeligt som en enhedspris på alle enheder forbrug –uanset spændingsniveau.I tabellen nedenfor listes ”den typiske” fordeling af omkostningselementer i henhold tilnetop anførte tariferingsprincipper:Netvirksomhedernes omkostningselementerDrifts- og vedligeholdelsesomkostninger (kun på C-niveau)Omkostninger til målere og måleradministration (eksklusive afskrivnin-ger)NetabonnementOmkostninger til kundeadministrationOmkostninger til overordnet teknisk administrationOmkostninger til generel administrationAfskrivninger på målereØgede driftsomkostninger til målinger i henhold til måleforskrifter

Afsnittet er opbygget således, at betragtninger vedrørende ovenstående er beskrevetfor hver enkelt omkostningsart. Som følge heraf vil der være flere mere eller mindreenslydende afsnit.Som hovedregel indregnes omkostninger, der knytter sig til kundeforholdet, i abon-nementsbetalingen, mens omkostninger, der varierer med forbruget, indregnes i denforbrugsafhængige betaling. Hvis omkostninger ikke decideret kan siges at knytte sigtil kundeforholdet eller er forbrugsafhængige, indregnes disse som hovedregel i denforbrugsafhængige tarif.FordelingsnøglerI henhold til Elforsyningsloven har netvirksomheden pligt til at tarifere den enkeltekunde eller de enkelte kundegrupper i henhold til den omkostning, de giver anledningtil.I praksis betyder dette, at netvirksomhedens specifikke omkostningsarter i en rækketilfælde fordeles efter standardiserede fordelingsnøgler til hver enkelt kundegruppe.Nedenfor gennemgås de typiske eksempler på disse fordelingsnøgler.Ved fordelingen af omkostningerne mellem kundegrupper anvender netvirksomhe-derne (typisk) fire forskellige fordelingsnøgler, hvor det ikke er muligt direkte at identi-ficere omkostningerne på de respektive spændingsniveauer og/eller kundegrupper(direkte fordeling). De enkelte netvirksomheder kan vælge at anvende andre forde-lingsnøgler, hvor det skønnes nødvendigt.De fire fordelingsnøgler omhandler:•Leveret elektricitet.•Antal kunder/installationer (også benævnt som målepunkter).•Prisen på målere.•Bogført værdi af netaktiverne.Abonnement eller forbrugsafhængigHvis det vælges at lægge omkostningen i abonnementet, udelukkes muligheden forsamtidig at gøre den samme omkostning forbrugsafhængig. Hvis omkostningen skalgøres forbrugsafhængig, er der to valgmuligheder. Enten kan omkostningen henfø-res til den enkelte køberkategori alene, dvs. alene A-kunder, alene B-kunder elleralene C-kunder. Alternativt kan omkostningen henføres til en fordeling mellem deforskellige køberkategorier.

DriftsomkostningerDrifts- og vedligeholdelseOmkostninger til drift og vedligeholdelse omfatter omkostninger til lednings- og ka-belnet, transformerstationer m.m. En fordeling vil bero på direkte registrering heraf inetvirksomhedens bogholderi. På baggrund heraf er det normalt valgt, at omkostnin-ger til drift og vedligeholdelse bør fordeles på spændingsniveauer via direkte forde-ling.Ved valg af prisstruktur indregnes omkostninger til drift og vedligeholdelse for A- ogB-kunders vedkommende i den forbrugsafhængige betaling, mens omkostningernefor C-kunder indregnes i abonnementet. Omkostninger til drift og vedligeholdelse forC-kunder er henført til abonnementsbetaling, idet omkostningerne her ikke er for-brugsafhængige.For såvel A og B-kunder er det valgt, at omkostningerne skal indregnes i den nedad-løbende tarif, således at fx C-kunder også bidrager til drift og vedligeholdelse af 150-132 kV, 60-50 kV og 20-10 kV nettet.Historisk set har en række netvirksomheder anvendt tidsdifferentiering på denne om-kostningsart, og der er fortsat mulighed herfor.Målere og måleradministration (eksklusive afskrivninger)Omkostninger til målere og måleradministration (eksklusive afskrivninger) omfatter ivæsentlig grad personaleomkostninger i forbindelse med vedligeholdelse af målereog målesystemer. Omkostningerne vurderes i langt overvejende grad at afhænge afantal kunder/installationer. På baggrund heraf er det valgt, at omkostninger til målereog måleradministration (eksklusive afskrivninger) fordeles på spændingsniveauerforholdsmæssigt ud fra antal kunder/installationer.Ved valg af prisstruktur medregnes omkostninger til målere og måleradministration(eksklusive afskrivninger) i abonnementsbetalingen. Dette skyldes, at omkostninger-ne primært knytter sig til kundeforholdet.

KundeadministrationOmkostninger til kundeadministration omfatter omkostninger til kundeafregning mv.og vurderes i langt overvejende grad at afhænge af antal kunder/installationer, antalregninger o.l. På baggrund heraf er det valgt, at omkostninger til kundeadministrationfordeles på spændingsniveauer forholdsmæssigt ud fra antal kunder/installationer.Ved valg af prisstruktur er omkostninger til kundeadministration indregnet i abonne-mentsbetalingen. Dette begrundes med, at omkostningerne primært knytter sig tilkundeforholdet.Overordnet teknisk administrationOmkostninger til overordnet teknisk administration omfatter omkostninger vedrørendeden overordnede planlægning, netberegninger og dokumentation. Omkostningernevurderes hverken at være decideret forbrugsafhængige eller afhængige af kundefor-holdet, men har derimod karakter af en fast omkostning. Det vælges typisk, at om-kostninger til overordnet teknisk administration fordeles på spændingsniveauer for-holdsmæssigt ud fra antal kunder/installationer. Derved belaster omkostningerne tiloverordnet teknisk administration alle kunder ens.Ud fra ovenstående betragtning er omkostninger til overordnet teknisk administrationindregnet i abonnementsbetalingen ved valg af prisstruktur.Generel administrationOmkostninger til generel administration omfatter omkostninger vedrørende netvirk-somhedens ledelse, personaleadministration, økonomifunktion m.m. Omkostninger-ne vurderes hverken at være decideret forbrugsafhængige eller afhængige af kunde-forholdet, men har derimod karakter af en fast omkostning. Som det er tilfældet medomkostninger til overordnet teknisk administration, er det typisk valgt, at omkostnin-ger til generel administration fordeles på spændingsniveauer forholdsmæssigt ud fraantal kunder/installationer. Derved belaster omkostningerne til generel administrationalle kunder ens.Ud fra ovenstående betragtning er omkostninger til generel administration indregnet iabonnementsbetalingen ved valg af prisstruktur.AfskrivningerNetaktiver, eksklusive målereAfskrivninger på netaktiver er her valgt eksklusive afskrivninger på målere, idet af-skrivninger på målere har et andet karakteristikum end de øvrige netaktiver. Afskriv-ninger på netaktiver eksklusive målere vil typisk være registreret særskilt i netvirk-somhedens anlægskartotek. Fordeling af afskrivningerne på de enkelte spændings-niveauer kan derfor ske via direkte fordeling. Ved vurdering af hvilke afskrivninger

der skal medtages på de enkelte spændingsniveauer, tager virksomhederne typiskudgangspunkt i de anlægskategorier, som Energitilsynet anvender.Ved valg af prisstruktur er afskrivninger på netaktiver eksklusive målere indregnet iden forbrugsafhængige betaling, idet dimensioneringen af nettet overordnet set an-tages at være afhængigt af forbruget. Historisk set har en række netvirksomhederanvendt tidsdifferentiering på denne omkostningsart, og der er fortsat mulighed her-for.Omkostningerne indregnes i den nedadløbende tarif, således at fx C-kunder ogsåbidrager til afskrivninger af 150-132 kV, 60-50 kV og 20-10 kV nettet.MålereAfskrivninger på målere er typisk anført som en særskilt omkostningsart. Dette skyl-des, at afskrivning på målere modsat en række af de øvrige netaktiver er afhængigeaf antal kunder/installationer. Afskrivninger på målere vil normalt være registreretsærskilt i netvirksomhedens anlægskartotek. Imidlertid vil målerne typisk ikke væreopdelt på 150-132 kV, 60-50 kV, 20-10 kV og 0,4 kV-niveau, men derimod i over ogunder 63 A (svarende til Energitilsynets opdeling), og for målere under 63 A vil detvære registreret om måleren er fjernaflæst (målere over 63 A er alle fjernaflæst).Som følge heraf vælges det, at fordele afskrivninger på målere ud fra en fordelings-nøgle, der dels tager udgangspunkt i forskelle i priserne på målerne, dels tager hen-syn til antal målere pr. spændingsniveau (fordelings-nøglen ”Målerpris”).Ved valg af prisstruktur indregnes afskrivninger på målere i abonnementsbetalingen,idet antal målere og dermed afskrivninger på målere knytter sig til kundeforholdet.Driftsmidler og inventarAfskrivninger på driftsmidler og inventar kan i altovervejende grad ikke knyttes til deenkelte spændingsniveauer. Ligeledes kan afskrivningerne ikke siges at være deci-deret forbrugsafhængige eller afhængige af kundeforholdet. Henset til afskrivninger-nes karakter, er det valgt at fordele afskrivningerne på de enkelte spændingsniveau-er ud fra en generel fordelingsnøgle i form af antal MWh.Ved valg af prisstruktur er afskrivninger på driftsmidler og inventar, eksempelvis ser-vicebiler, indregnet i den forbrugsafhængige betaling, hvilket i vid udstrækning følgeraf den valgte fordelingsnøgle og i den nedadløbende tarif. Dette skyldes en vurderingaf, at driftsmidler og inventar knytter sig til brugen af nettet.Bygninger, ekskl. transformerstationerAfskrivninger på bygninger behandles som afskrivninger på driftsmidler og inventar.Afskrivninger på transformerstationer medtages under afskrivninger på netaktiver.

Øvrige omkostningerOmkostninger til rådgivning om energibesparelsesaktiviteterDansk Energi har i henhold til elforsyningslovens § 73 b anmeldt et princip om, atnetvirksomhederne fastsætter én enhedstarif, der pålignes alt forbrug. Anmeldelsenafventer ved rapportens aflæggelse formel godkendelse fra Energitilsynet.Omkostninger til rådgivning om elsikkerhedErfaringsmæssigt har netvirksomhederne overordnet set ikke en høj grad af detailre-gistrering for dette område, hvorfor det er valgt at fordele omkostningerne på spæn-dingsniveauer ud fra en generel fordelingsnøgle (MWh) frem for direkte fordeling.Ved valg af prisstruktur er omkostninger til rådgivning om elsikkerhed indregnet i denforbrugsafhængige betaling. Som følge af omkostningernes karakter er det valgt atindregne omkostningerne til rådgivning om elsikkerhed i den nedadløbende tarif.Omkostninger til arbejde med elsikkerhedOmkostninger til arbejde med elsikkerhed omfatter fx kursus for de udførende med-arbejdere og knytter sig til omkostningsartendrifts- og vedligeholdelse,som er be-skrevet ovenfor. Omkostninger til arbejde med elsikkerhed kan ikke umiddelbart for-deles på spændingsniveauer, hvorfor det er valgt at fordele omkostningerne ud fra engenerel fordelingsnøgle (MWh).Ved valg af prisstruktur er omkostninger til arbejde med elsikkerhed indregnet påsamme måde som omkostningsartendrifts- og vedligeholdelse,dvs. i den forbrugs-afhængige betaling og den nedadløbende tarif.Omkostninger ved nettabOmkostninger til nettab kan henføres direkte til spændingsniveauer. På baggrundheraf vælges det, at omkostningerne skal fordeles på spændingsniveauer via direktefordeling.Ved valg af prisstruktur er omkostninger til nettab indregnet i den forbrugsafhængigebetaling, idet nettabet er forbrugsafhængigt. Det er valgt at indregne omkostninger tilnettab i den nedadløbende tarif, således at fx C-kunder også bidrager til deres andelaf nettabet på 150-132 kV, 60-50 kV og 20-10 kV niveau. Udover at nettabet er for-brugsafhængigt, er det også afhængigt af belastningen af nettet.Historisk set har en række netvirksomheder tidsdifferentiering på denne omkostning-sart, hvilket der stadig er mulighed for.

Omkostninger til sikring af forbrugerindflydelsenOmkostninger til sikring af forbrugerindflydelsen omfatter omkostninger til afholdelseaf valg, repræsentantskabsmøder m.m. Omkostningerne kan ikke siges at være for-brugsafhængige, men kan i en vis udstrækning vurderes at afhænge af antal kunde-forhold. På baggrund heraf er det valgt, at omkostninger til kundeadministration for-deles på spændingsniveauer forholdsmæssigt ud fra antal kunder/installationer.Ved valg af prisstruktur er omkostninger til sikring af forbrugerindflydelsen indregnet iabonnementsbetalingen, således at omkostningerne belaster alle kunder ens.Ydelser til afvikling af tjenestemandspensionsforpligtelserYdelser til afvikling af tjenestemandspensionsforpligtelser vedrører pensionsforplig-telser fra før 1. januar 2000 i netvirksomheder, der drives, eller har været drevet ikommunalt regi. Tjenestemandspensionerne kan ikke henføres direkte til spæn-dingsniveauer, ligesom omkostningerne er historisk betinget og dermed uafhængigeaf netvirksomhedens nuværende drift. På baggrund heraf er det valgt, at omkostnin-gerne til afvikling af tjenestemandspensioner skal fordeles på spændingsniveauer udfra en generel fordelingsnøgle i form af MWh.Ved valg af prisstruktur er omkostninger til afvikling af tjenestemandspensioner ind-regnet i den forbrugsafhængige betaling, hvilket i vid udstrækning følger af den valg-te fordelingsnøgle. Det er valgt at indregne omkostninger i den nedadløbende tarifunder den antagelse, at størstedelen af omkostningerne vedrører pension til de udfø-rende medarbejdere. Indregningen svarer således til indregning af drifts- og vedlige-holdelse som beskrevet tidligere.Denne post indregnes erfaringsmæssigt relativt forskelligt i netvirksomhedernes tarif-fer.Omkostninger til tilsyn og kontrolOmkostninger til tilsyn og kontrol med offentlige serviceforpligtelser, som udføres ef-ter regler fastsat i elforsyningsloven, kan ikke umiddelbart henføres til spændingsni-veauer, hvorfor det er valgt at fordele omkostningerne ud fra en generel fordelings-nøgle i form af MWh.Ved valg af prisstruktur er omkostninger til tilsyn og kontrol indregnet i den forbrugs-afhængige betaling, hvilket i vid udstrækning følger af den valgte fordelingsnøgle,men ikke i den nedadløbende tarif. Dette skyldes en lovgivningsmæssig forpligtelsetil at føre tilsyn og kontrol, hvorfor disse omkostninger ikke knytter sig direkte til bru-gen af nettet.

Rimelige omkostninger til demontering af luftledningerRimelige omkostninger til demontering af luftledninger omfatter typisk personaleom-kostninger, mens restafskrivning af ikke fuldt afskrevne luftledninger henhører underafskrivninger. Omkostningerne til demontering af luftledninger kan typisk henføresdirekte til spændingsniveauer. På baggrund heraf er det valgt, at omkostningerneskal fordeles på spændingsniveauer via direkte fordeling.Ved valg af prisstruktur er omkostninger til demontering af luftledninger indregnet iden forbrugsafhængige betaling og den nedadløbende tarif. Baggrunden herfor er, atdemonteringsomkostningerne knytter sig til omkostningsartendrifts- og vedligehol-delse,som er beskrevet ovenfor, hvorfor omkostningerne tarifmæssigt behandles påtilsvarende vis.ForsikringspræmierForsikringspræmier vedrører netaktiver og kan typisk henføres direkte til transformer-stationer på de enkelte spændingsniveauer. På baggrund vælges det, at omkostnin-gerne henføres til spændingsniveauer via direkte fordeling.Ved valg af prisstruktur er omkostninger til forsikringspræmier indregnet i den for-brugsafhængige betaling og den nedadløbende tarif. Baggrunden herfor er, at forsik-ringspræmier knytter sig til omkostningsartendrifts- og vedligeholdelse,som er be-skrevet ovenfor, hvorfor omkostningerne tarifmæssigt behandles på tilsvarende vis.Øgede driftsomkostninger til målinger i henhold til måleforskrifterØgede driftsomkostninger til målinger i henhold til måleforskrifter knytter sig til kunde-forholdet. Derfor er det i modellen valgt at fordele omkostningerne ud fra fordelings-nøglen antal kunder/installationer.Ved valg af prisstruktur er det valgt at indregne omkostninger til øgede driftsomkost-ninger til målinger i abonnementsbetalingen, hvorved omkostningerne belaster allekunder inden for hver kundekategori ens.Driftsomkostninger som følge af kabelfejlDriftsomkostninger som følge af kabelfejl omfatter alene fejl på spændingsniveauerover 20 kV. Sådanne omkostninger kan typisk henføres direkte til spændingsniveau-er. På baggrund heraf er det i modellen valgt, at omkostningerne skal henføres tilspændingsniveauer via direkte fordeling.Ved valg af prisstruktur er driftsomkostninger som følge af kabelfejl indregnet i denforbrugsafhængige betaling (nedadløbende tarif). Baggrunden herfor er, at driftsom-kostninger som følge af kabelfejl knytter sig til omkostningsartendrifts- og vedlige-

Bilag 2 - Om nettabstarifNår der transporteres elektricitet gennem det kollektive elforsyningsnet, opstår dertab af energi i elforsyningsnettets komponenter, primært i ledninger og transformere.På helt kort sigt udgør værdien af disse tab i meget høj grad netvirksomhedernesmarginale omkostninger ved øget forbrug.Netvirksomhedernes omkostninger til dækning af nettab indgår i dag i den forbrugs-afhængige tarif. En nettabstarif, der afspejler netvirksomhedernes marginale nettab-somkostninger på leveringstidspunktet, kan således gøre elkundernes betaling mereomkostningsægte og dermed sikre et mere efficient forbrugsmønster.Værdien af nettabet afhænger dels af mængden af energi, der tabes, og dels af denenhedsværdi, som den tabte energi repræsenterer på tabstidspunktet. Nettabsom-kostningen afhænger således både af prisen på engrosmarkedet, den såkaldte spot-pris, og af tabene forbundet med distribuering af energiforbruget på leveringstids-punktet. Spotprisen opgøres for og varierer over hver enkelt time døgnet rundt.Det fysiske tab i el-nettet afhænger selvfølgelig af antallet af komponenter og læng-den på kablerne, som elektriciteten transporteres igennem, samt beskaffenheden afdisse. Endvidere stiger tabet som følge af øget belastning af el-nettet. Det medfører,at der sker et marginalt øget tab som følge af et øget forbrug, og at tabet stiger rela-tivt mere ved øget belastning af nettet (spidslast). Den effektive tarif bør i så vid ud-strækning som muligt afspejle dette.For at beregne det faktiske marginale nettab skal netvirksomhederne have megetspecifik viden om den faktiske belastning i nettet samt den enkelte forbrugers samti-dige marginale belastning. Det marginale nettab er derfor ikke trivielt at beregne, ogdet bør således altid vurderes, om gevinsterne står mål med tilhørende omkostnin-ger.Der kan estimeres administrerbare metoder til beregning af mere marginalomkost-ningsafhængige nettabstariffer, om end disse må tage udgangspunkt i tilgængeligeinputvariable. Estimationerne kan tage udgangspunkt i aggregerede data, somnetvirksomhederne allerede har kendskab til. Med øget kendskab til de enkelte for-brugeres aktuelle forbrug, som kan opnås ved timemåling af forbruget, vil kvalitetenaf beregningerne stige.Det vigtige i beregningen af en eventuel nettabstarif er, at elkundens betaling afspej-ler den aktuelle belastning i nettet og spotprisen på forbrugstidspunktet.

Distributionsselskaberne kender erfaringsmæssigt den gennemsnitlige andel afenergien, der går tabt i deres respektive net. Denne kan i et gennemsnitligt net esti-meres til at udgøre ca. 4 % af den leverede mængde energi.Oversigtsberegninger baseret på nettets benyttelsesprofiler og spotprisens variationanslår, at de marginale nettabsomkostninger varierer fra ca. 2 øre pr. leveret kWh ogop til ca. 8 øre pr. leveret kWh (under ikke-ekstreme forhold). Den faktiske omkost-ning varierer fra en netvirksomhed til en anden og afhænger af nettets kvalitet, be-lastningsgrad og spotprisen på forbrugstidspunktet.Præcise beregninger af de marginale nettabsomkostninger kræver data på megetdetaljeret niveau. Tilnærmede beregninger af den marginale nettabsomkostning kandog sikre en øget omkostningsægthed og tilvejebringe mere efficiente forbrugsinci-tamenter.

Bilag 3 - Reguleringen på elforsyningsområdetFor Energitilsynets regulering gælder overordnet, at de kollektive elforsyningsvirk-somheder skal prisfastsætte deres ydelser efter rimelige, objektive og ikke-diskriminerende kriterier i forhold til, hvilke omkostninger de enkelte køberkategoriereller kundegrupper giver anledning til, jf. elforsyningsloven §§ 69-73.Med udgangspunkt i dette overordnede princip udøver Energitilsynet sin regulering iform af:•••••••••Egen drift på baggrund af stikprøver i anmeldelser.Egen drift på baggrund af henvendelser mv.Klagesager.Udmelding af indtægtsrammer.Udmelding af forsyningspligtpriser.Udmelding af krav til forøgelse af effektiviteten.Tilsyn med og meddelelse af korrektioner til priser og rammer.Godkendelse af metode til prisfastsættelse.Tilsyn med branchevejledninger, dvs. Energitilsynet tager disse til efterretningmed forbehold om at vende tilbage.

I henhold til elforsyningslovens § 73 b fører Energitilsynet tilsyn med de standardise-rede vejledninger om fastsættelse af tariffer og betingelser mv. for net- og transmis-sionsvirksomhedernes ydelser, som energibranchens organisationer fastsætter.På elområdet har Dansk Energi bl.a. udarbejdetVejledning til TarifberegningsmodelsamtVejledning til Beregning af Standardtilslutningsbidrag.Energitilsynet godkenderikke disse vejledninger, men tager dem til efterretning. At vejledningerne er taget tilefterretning af Energitilsynet, betyder, at vejledningen kan anvendes som grundlagfor det enkelte selskabs fastsættelse af tariffer, og at anvendelse ikke umiddelbartgiver anledning til indsigelse fra Energitilsynets side.Dansk Energis tarifvejledning bygger på princippet om omkostningsægthed, dvs. aten kunde hverken bør betale mere eller mindre end de omkostninger, vedkommendepåfører elselskabet ved sin tilslutning og tilstedeværelse som kunde og omkostningeri forbindelse med den leverance, som vedkommende modtager, samt et rimeligt bi-drag til selskabets overskud inden for den udmeldte indtægtsramme. Generelt bety-der dette, at netvirksomhederne alene kan benytte dynamiske tariffer, såfremt om-kostninger varierer pr. tidsenhed.

Bilag 4 - De nye anvendelsesområder for elEl-patronerGenerelt”El-patronloven” medfører, at den varme, som produceres med el-patronen, beskat-tes med 208 kr./MWh-varme i 2010. Til sammenligning er energiafgiften inklusiveelsparebidrag, distributionsafgift og tillægsafgift på elektricitet 721 kr./MWh i 2010.Afgiften afregnes på den anvendte og målte elektricitet. Den el, der anvendes i el-patroner er tillige fritaget for PSO-tariffen, som opkræves over elregningen.Den lempelige afgiftsbelastning af el i el-patroner gør i dag disse kommercielt fordel-agtige i flere sammenhænge, fordi investeringen er lav i forhold til andre varmepro-duktionsløsninger. Hertil kommer, at der ikke er nævneværdigt vedligehold, tab, ka-pacitetsbetalinger eller andre udgifter, som belaster el-patronen, når den først eretableret.El-patroner i fjernvarmesystemer er især anvendelige i et sammenhængende energi-system med meget fluktuerende energi, idet el-patroner medfører følgende system-fordele:•••••Overskydende el kan absorberes med kort varsel.Etablering af forbrug i perioder, hvor udbud overstiger efterspørgsel, dvs. detundgås at ”forære” overskydende el bort.Overskydende el kan konverteres til varme, som tilmed kan lagres.Der kan relativt billigt og hurtigt etableres en ret stor elkapacitet, der kan om-danne el til fjernvarmeEl-patroner kan nyttiggøres i relation til Energinet.dk’s forskellige markeder forsystemtjenester.

købsprisen for den el, som anvendes i el-patronen. I de tilfælde, hvor der er rigeligkapacitet i det lokal net, vil en marginal tarifering af el til elpatroner være meget lav.Det kan ikke udelukkes, at el-patroner tillige vil kunne være interessante for centralekulfyrede anlæg, hvis anlægget kan undgå tvangskørsel af hensyn til forpligtelser omvarmelevering, dvs. det tab, der fås ved el-produktion til lave elpriser, når anlæggetholdes kørende på grund af efterspørgsel efter varme. I det tilfælde vil varmeprisenvære højere end elprisen, og det centrale anlæg vil med fordel kunne afsætte denproducerede elektricitet i egen el-patron frem for at sælge den til det offentlige net.By-passMere oplagt end at etablere elpatroner på centrale værker (og evt. de store decentra-le værker – CC-værkerne) er at by-passe damp helt eller delvist fra turbinerne, såanlægget mindsker sin el-produktion.Ren bypass-drift:•Ingen el-produktion•Dampen sendes helt udenom én eller flere turbinerDelvist by-pass:•Reduceret el-produktion (2 muligheder):oUdtagning af damp fra kraftvarmeenheden, der udnyttes i fjernvar-meproducerende varmeveksleroUdkobling af fødevands- eller kondensatforvarmere

Et anlæg som fx Avedøreværkets blok 1 kan uden at investere by-passe delvist ognedsætte el-produktionen med ca. 100 MW. Fuld by-pass kræver væsentlige investe-ringer. På landsplan skønnes, at man kan by-passe, hvad der svarer til 3-400 MW el.Det skal bemærkes, at de seneste afgiftsændringer gør by-pass interessant for kulfy-ret produktion, da afgiften herefter er den samme ved by-pass som ved kraftvarme-produktion.Elprisen kan dog blive lavere end brændselsprisen også for centrale værker, såledesat det bedre kan betale sig at bruge billig el end fremstille varme ved brændsel vedby pass.Dansk Fjernvarme har i et notat til Arbejdsgruppen for dynamiske tariffer vurderet, atpå den korte bane i de kommende 3-5 år vil der komme 200-400 MW yderligere el-patronkapacitet afhængig af prisudviklingen på spot- og reguler-kraftmarkedet. Bliverder færre ubalancer end i dag på grund af bedre prognoser samt flere og større for-bindelser mellem øst og vest samt vores nabolande, så bliver potentialet mindre.Modsat bliver potentialet større, såfremt flere vindmølleparker, færre centrale anlæg ikontinuerlig drift mv. øger prisfluktuationerne og ubalancerne i det sammenhængen-de el-system.El-patroner kan udskyde behovet for andet fleksibelt forbrug.Potentiale for individuelle varmepumperI områder uden fjernvarme og naturgas baseres opvarmningen i dag primært på olie-fyr og biomasse. Med den politiske vision om at gøre Danmark fri af fossile brændslervil det være hensigtsmæssigt at omlægge oliefyrene til andre opvarmningsformer, fxvarmepumper, der kan forsynes fra vedvarende energi baseret el-produktion. I følgeEnerginet.dk’s analyseEffektiv anvendelse af vindkraftbaseret el i Danmarkfra marts2009, vil det endvidere være samfundsøkonomisk hensigtsmæssigt at omlægge op-varmning med el-paneler og træpillefyr til varmepumper under visse forudsætninger5.En omlægning af samtlige oliefyr til varmepumper vil medføre et øget elforbrug tilvarmepumper på knap 2 TWh. Dertil kommer potentielle omlægninger af elforbrug fraelvarme til varmepumper, og endelig de eksisterende varmepumper, der i dag udgøret elforbrug på op mod 0,3 TWh. Hertil kommer omlægninger væk fra naturgas.Der er begrænset viden om, hvor fleksibelt driften af en individuel varmepumpe kanindrettes, uden at det påvirker komforten i bygningen nævneværdigt. Foreløbige be-regninger i rapportenEffektiv anvendelse af vindkraftbaseret el i Danmarkindikerer,at for et velisoleret parcelhus med vandbaseret opvarmning og gulvvarme og et års-

forbrug på 6 MWh vil besparelsen ved at agere fleksibelt i spotmarkedet potentieltvære 200-500 kr. pr. år. I markedet for manuelle reserver (regulerkraftmarkedet) vilgevinsten potentielt være af størrelsesordenen 400-800 kr. pr. år. Hertil kommer po-tentialerne ved indførsel af dynamiske afgifter og tariffer. Der er ikke foretaget vurde-ring af individuelle varmepumpers mulighed for at levere automatiske frekvensstøt-tende reserver. Generelt gælder, at varmepumper med varmemagasiner kan lagrevarme og dermed have gode muligheder for relativt kortvarig nedregulering af elfor-bruget. Varmepumper uden varmemagasiner vil ikke have samme muligheder for atagere fleksibelt, da det alt andet lige vil medføre et større komforttab for brugeren.Men der vil være mulighed for at agere fleksibelt selv ved mindre temperatursving-ninger, da bygningen i sig selv udgør et varmelager. Muligheden for nedregulering,hvis man ikke har varmemagasin, bestemmes i høj grad af bygningsisolering og tole-rance for temperatursvingninger i bygningen.Potentiale for kollektive varmepumperDansk Fjernvarme har tilkendegivet, at investeringer i kollektive varmepumper i dagikke er økonomisk rentable, og det er ikke muligt at opstille et scenario for disses ind-fasning i varmeforsyningen.Potentiale for el-bilerI modsætning til de individuelle varmepumper er el-biler i dag kun i yderst begrænsetomfang tilgængelige på markedet, og teknologien er ikke i samme grad moden til enstorskala udrulning. El-biler er relativt dyre i forhold til konventionelle biler med enbenzin- eller dieselmotor. Visse analyser viser, at el-biler vil være på samme omkost-ningsniveau som konventionelle biler på længere sigt. Regeringen har udmeldt, at el-biler frem til 2015 skal friholdes for afgifter. Der er således et relativt stort politisk øn-ske om at fremme udviklingen med el-biler.El-bilers opladning foregår i dag typisk med en separat "ladekonverter", som typiskikke kan styres fleksibelt. Det forventes indenfor nogle år, at el-bilens hovedkonverter(der forsyner motoren) integreres med ladekonverteren, og el-bilen vil derigennemkunne styre opladningen væsentligt mere hensigtsmæssig. El-bilen vil således poten-tielt kunne regulere meget ladning hurtigt og derved potentielt bidrage til levering afbåde automatiske og manuelle reserver, herunder regulerkraftydelser.Der er foretaget vurderinger af tilgængeligheden af individuelle varmepumper og el-biler som regulerkraft. Vurderingerne er baseret på udbygningsforløb i 2025, jf. Ener-ginet.dk's rapportEffektivt anvendelse af vindkraftbaseret el,og viser, at elforbrug fradisse enheder vil være aktive ca. 2000-3000 timer om året, hvis forbruget optimerestil timer med lave elpriser. Elforbruget vil kunne levere aktiv regulering i typisk 3-4000timer. Hvis ikke driften af den individuelle varmepumpe er optimeret, vil varmepum-pen typisk levere effekt i godt 5000 årstimer. Varmepumpernes muligheder for leve-