KEF, Alm.del - 2021-22 - Bilag 125: Orientering om rapport fra Energistyrelsen om direkte linjer og geografisk differentierede forbrugstariffer (Opfølgning på L 67 2020-21)

Klima-, Energi- og Forsyningsudvalget 2021-22
KEF Alm.del Bilag 125
Offentligt

INDHOLDSFORTEGNELSE

Analyse af geografisk

differentierede forbrugs-

tariffer og direkte linjer

December 2021

KEF, Alm.del - 2021-22 - Bilag 125: Orientering om rapport fra Energistyrelsen om direkte linjer og geografisk differentierede forbrugstariffer (Opfølgning på L 67 2020-21)

INDHOLDSFORTEGNELSE

Indholdsfortegnelse

KAPITEL 1: INTRODUKTION ........................................................................................................... 3

1.1 Baggrund ........................................................................................................................................ 4

1.2 Formålet med rapporten .......................................................................................................... 4

1.3 Sammenhæng mellem analyserne ........................................................................................6

1.4 Læsevejledning .............................................................................................................................6

KAPITEL 2: ANALYSE AF GEOGRAFISK DIFFERENTIEREDE FORBRUGSTARIFFER ............ 7

2.1 Gældende regler ..........................................................................................................................7

2.2 Mulighed for at ændre gældende regler............................................................................8

2.3 Vurdering af modeller for geografisk differentierede forbrugstariffer .....................9

2.3.1 Definition af parametre.................................................................................................... 11

2.3.2 Modeller for geografisk differentierede forbrugstariffer ..................................... 13

2.3.3 Model 1: Fuld åbning ....................................................................................................... 15

2.3.4 Model 2: Afgrænsning pba. spændingsniveau....................................................... 17

2.3.5 Model 3: Begrænsning af tarifforskelle..................................................................... 20

2.4 Opsummering ........................................................................................................................... 23

KAPITEL 3: ANALYSE AF DIREKTE LINJER ............................................................................... 24

3.1 Gældende regler ....................................................................................................................... 24

3.2 Mulighed for at ændre gældende regler......................................................................... 24

3.3 Vurdering af modeller for direkte linjer ............................................................................ 26

3.3.1 Definition af parametre................................................................................................... 26

3.3.2 Modeller for en ændring af gældende regler for direkte linjer ....................... 28

3.3.3 Model 1: Fastholdelse af gældende regler .............................................................. 32

3.3.4 Model 2: Justering af gældende regler .................................................................... 32

3.3.5 Model 3: Afskaffelse af gældende regler ................................................................ 39

3.4 Ejerskab af direkte linjer ......................................................................................................... 41

3.5 Opsummering ........................................................................................................................... 42

KAPITEL 4: ANALYSE AF MATRIKELKRAVET OG DELING AF EL VIA DET KOLLEKTIVE

ELNET ............................................................................................................................................... 43

4.1 Matrikelkravet ............................................................................................................................ 43

4.1.1 Gældende regler ............................................................................................................... 43

4.1.2 Mulighed for at ændre regler ...................................................................................... 44

4.2 Lokal kollektiv tarifering......................................................................................................... 44

4.2.1 Gældende regler............................................................................................................... 44

4.2.2 Mulighed for at ændre regler...................................................................................... 45

4.3 Vurdering af lokal kollektiv tarifering ................................................................................ 46

4.4 Opsummering ........................................................................................................................... 47

4.5 Cost-benefit analyse af distribuerede energiressourcer ............................................ 47

KAPITEL 5: SAMMENHÆNG MELLEM LØSNINGERNE......................................................... 49

KEF, Alm.del - 2021-22 - Bilag 125: Orientering om rapport fra Energistyrelsen om direkte linjer og geografisk differentierede forbrugstariffer (Opfølgning på L 67 2020-21)

KAPITEL 1: INTRODUKTION

Danmarks ambitiøse klimamålsætning om 70 pct. reduktion af drivhusgasudledninger i 2030

og videre mod klimaneutralitet kræver en massiv elektrificering af det danske samfund med et

markant øget elforbrug og store investeringer i udbygning af vedvarende energi (VE). Et stort

skridt i retningen af et mere grønt og elektrificeret samfund blev taget, da der i juni 2020 blev

indgået en bred klimaftale for energi og industri, hvor afgørende tiltag som fx etableringen af

verdens første energiøer blev vedtaget. Lanceringen af Danmarks første Power-to-X (PtX) stra-

tegi kommer også til at spille en stor rolle for, at vi kan nå i mål med dekarbonisering i alle sek-

torer.

Efterspørgslen efter grøn el forventes at stige betydeligt som følge af den grønne omstilling –

både i større og mindre skala. Fx forventes elektrificeringen af transportsektoren, PtX-anlæg,

store og individuelle varmepumper og andre forbrugsanlæg at efterspørge store mængder

grøn el. Større fællesskaber som fx industrifællesskaber såvel som mindre grupper af aktive el-

kunder og energifællesskaber forventes også at bidrage med lokale grønne initiativer.

Den grønne omstilling udfordrer imidlertid indretningen af vores kollektive elforsyning, da den

ændrer måden, hvorpå vi producerer og forbruger el. En af udfordringerne bliver derfor at

sikre en smartere og mere effektiv anvendelse af det kollektive elnet, så vi kan reducere beho-

vet for investeringer i elnettet. Det kan bidrage til, at den grønne omstilling ikke bliver unød-

vendig dyr.

Denne rapport belyser, hvordan mulighederne for 1) at sende geografiske prissignaler til elkun-

der (via geografisk differentierede forbrugstariffer), 2) at etablere direkte linjer mellem forbrug

og produktion samt 3) lokal kollektiv tarifering kan bidrage til en bedre udnyttelse af det kol-

lektive elnet. Alle tre værktøjer forventes at fremme en omkostningseffektiv grøn omstilling.

Figur 1: Sammenligning af elforbrug i dag med fremskrivningen af elforbruget i 2030 i hhv. kli-

mafremskrivningen 2021 og analyseforudsætninger 2021

Anm.: Klimastatus og –fremskrivning 2021 er en faglig vurdering af, hvordan udledningen af drivhusgasser samt

energiforbrug og –produktion vil udvikle sig frem mod 2030 i et såkaldt ”frozen policy”-scenarie. Analyseforud-

sætninger til Energinet 2021 angiver til gengæld et sandsynligt udviklingsforløb for det danske el- og gassystem

med opnåelse af politiske målsætninger og generel udvikling i teknologier.

Den grønne omstilling øger efterspørgslen efter grøn el

Det samlede elforbrug vurderes at stige betragteligt fra 2020 til 2030

. Det skønnes, at langt

størstedelen af stigningen sker på grund af store elkunder som fx datacentre og PtX-anlæg

samt på grund af elektrificering af dele af transport- og varmesektoren, hvoraf de første to er

særligt relevante for transmissionsnettet, mens de to sidstnævnte er særligt relevante i forhold

til distributionsnettet.

Én måde at håndtere det stigende elforbrug og -produktion på er ved at udbygge eller for-

stærke det kollektive elnet via øgede investeringer i elnettet. Det er dog ikke altid den billigste

Analyseforudsætninger 2021

KEF, Alm.del - 2021-22 - Bilag 125: Orientering om rapport fra Energistyrelsen om direkte linjer og geografisk differentierede forbrugstariffer (Opfølgning på L 67 2020-21)

KAPITEL 1: INTRODUKTION

og mest omkostningseffektive løsning. Denne rapport undersøger, hvordan dele af regulerin-

gen kan justeres for at fremme en samfundsøkonomisk og hensigtsmæssig anvendelse af det

kollektive elnet, som derved sikrer en mere effektiv og omkostningsægte grøn omstilling.

”Udvalget beder ministeren om at igangsætte et arbejde, hvor

Tillægsbetænkning afgivet af KEF-udvalget den 16. december 2020 over

Forslag til lov om

ændring af lov om elforsyning

(L 67)

1.1 Baggrund

I 2020 blev der taget store skridt for at accelerere den grønne omstilling, hvor et flertal i Folke-

tinget bl.a. stemte den første danske klimalov igennem. En klimalov med en ambitiøs målsæt-

ning om en 70 pct. reduktion af drivhusgasudledningen i 2030 i forhold til 1990. I 2020 blev der

også vedtaget en større revision af elforsyningsloven på baggrund af den europæiske lovgiv-

ning med Ren Energi Pakken. Ændringer, der implementerer konkrete regler i bl.a. EU’s elmar-

kedsdirektiv og gør elforsyningsloven mere tidssvarende ved forskellige tiltag, der fremmer

fleksibilitet i elsystemet og dermed understøtter den grønne omstilling.

Denne rapport udspringer af Folketingets tillægsbetænkning, der blev afgivet i december 2020

i forbindelse med vedtagelsen af disse ændringer af elforsyningsloven. Klima-, Energi- og For-

syningsudvalget (herefter KEF-udvalget) bestilte en analyse af mulighederne for geografisk dif-

ferentierede forbrugstariffer samt for at justere eller afskaffe gældende regler for matrikelkra-

vet og direkte linjer. Rapporten har særligt fokus på, hvordan det kan understøttes, at produk-

tion og forbrug i fremtiden placeres hensigtsmæssigt i forhold til ledig kapacitet i det kollektive

elnet – også kaldet samplacering – samt hvilke konsekvenser de førnævnte tiltag vil have for

samfundsøkonomi, fordelingsvirkninger, statens afgiftsprovenu

administrerbarhed.

forskellige muligheder for geografisk differentierede tariffer med særlig fokus på lokalt

samspil mellem forbrug og produktion via det kollektive elnet vurderes i forhold til

samfundsøkonomi, fordelingsvirkninger, statens afgiftsprovenu og administrerbarhed

en justering eller afskaffelse af matrikelkravet og reglerne for direkte linjer vurderes i

forhold til samspil mellem forbrug og produktion i elsystemet, herunder fx borgerener-

gifællesskaber, og under hensyn til samfundsøkonomi, fordelingsvirkninger, statens af-

giftsprovenu og administrerbarhed.

Arbejdet bør være færdigt i 2021.”

Udgangspunktet for analysen er, at øget samplacering mellem elforbrug og -produktion kan

medvirke til at reducere behovet for netudbygning og potentielt indpasse mere VE i det eksi-

sterende elnet. Dette gør sig både gældende i forhold til store elkunder og -producenter samt

for mindre lokale sammenslutninger af netbrugere

bestående af fx borgere eller virksomhe-

der.

1.2 Formålet med rapporten

Formålet med rapporten er at undersøge tre redskaber, der kan bidrage til realisering af sam-

fundsøkonomiske gevinster ved at fremme samplacering.

Et mere omkostningsægte tarifsystem med bl.a. geografisk differentierede forbrugstariffer kan

fremme en mere hensigtsmæssig brug af elnettet, hvor tarifbetalingen afspejler belastningen

af elnettet. Direkte linjer kan ligeledes i særlige tilfælde sikre en mere effektiv udnyttelse af det

”Netbruger” henviser både til forbrugere og producenter

KEF, Alm.del - 2021-22 - Bilag 125: Orientering om rapport fra Energistyrelsen om direkte linjer og geografisk differentierede forbrugstariffer (Opfølgning på L 67 2020-21)

KAPITEL 1: INTRODUKTION

kollektive elnet, hvis enten et eksisterende forbrugs- eller produktionsanlæg fx ikke har mulig-

hed for at flytte lokation på grund af særlige placeringsbehov. Ligeledes kan lokal kollektiv tari-

fering være en hensigtsmæssig måde at fremme incitamentet til øget samplacering. Geografisk

differentierede forbrugstariffer og direkte linjer kan dog ikke gennemføres inden for gældende

regler.

Rapporten undersøger de samfunds- og forbrugermæssige konsekvenser af:

Modeller for geografisk differentiering af forbrugstarifferne

Justering eller afskaffelse af reglerne for direkte linjer og matrikelkravet

Fremme af mulighederne for lokal kollektiv tarifering

Analyse af direkte linjer

Den danske elforsyning er opbygget under hensynet til det kollektive fællesskab. Tilgangen har

gennem årene sikret udbredelse af elinfrastruktur til alle områder i Danmark. Derfor er det i

praksis ikke muligt at etablere direkte linjer i dag.

Afhængig af den konkrete tarifmodel kan direkte linjer give aktører incitament til i højere grad

at samplacere forbrug og produktion, da der kan forekomme en reduceret tarifbetaling af den

el, der forbruges og produceres uden brug af det kollektive elnet. Samplaceringen kan redu-

cere behovet for udbygning af de kollektive elnet og derved give samfundsøkonomiske gevin-

ster.

Hvad er en direkte linje?

En direkte linje er en elektricitetsforbindelse, der gør det muligt at sammenkoble produktion

og forbrug direkte, uden at elektriciteten transporteres gennem det kollektive elnet. Direkte

linjer er reguleret af elforsyningsloven (som ”direkte elforsyningsnet”)

Analysen opsætter en række objektive og ikke-forskelsbehandlende kriterier, der skal være

med til at sikre realisering af samfundsøkonomiske gevinster ved etablering af direkte linjer og

hensynet til de fordelingsmæssige konsekvenser.

Analyse af matrikelkravet og lokal kollektiv tarifering

Analysen af matrikelkravet og lokal kollektiv tarifering har særligt fokus på lokalt forbrug og

produktion. Det er i dag muligt for fx husstande at blive såkaldte egenproducenter, dvs. at pro-

ducere sin egen el og koble produktionsanlægget direkte til sit eget forbrug. Et af kravene for

at blive egenproducenter er, at der er tæt og reel geografisk sammenhæng mellem forbrug og

produktion (det såkaldte

matrikelkrav).

Denne analyse undersøger, hvorvidt det er hensigts-

mæssigt og muligt at udvide eller afskaffe matrikelkravet, så fx flere elkunder og sammenslut-

ning af elkunder kan omfattes af reglerne.

Lokal kollektiv tarifering kan være en alternativ måde at fremme lokalt samspil mellem forbrug

og produktion via det

kollektive

elnet. Med lokal kollektiv tarifering menes en fælles beregning

af tariffen for en sammenslutning af netbrugere (fx borgerenergifællesskaber), der afspejler de

besparelser i elnettet, som netbrugernes samlede forbrug og produktion kan give anledning til

Analyse af geografisk differentierede forbrugstariffer

De nuværende regler i elforsyningsloven betyder, at geografisk differentierede forbrugstariffer

generelt ikke er tilladt. Analysen af muligheder for at ophæve forbuddet har særligt fokus på

det lokale samspil mellem forbrug og produktion via det

kollektive

elnet. Det gældende forbud

mod geografisk differentiering forhindrer de kollektive elforsyningsvirksomheder i at differenti-

ere tarifferne ud fra geografiske kriterier. Det gælder også, selvom en sådan mulighed kan

skabe en stærkere sammenhæng mellem de omkostninger, den enkelte elkunde påfører Ener-

ginet eller netvirksomheden og den betaling, som opkræves fra elkunden.

Geografisk differentierede forbrugstariffer vil give Energinet og netvirksomhederne flere red-

skaber og mulighed for at sende mere omkostningsægte prissignaler til elkunderne via tarif-

ferne. Geografisk differentiering kan bl.a. reducere forbrugstariffen for elkunder, der er placeret

eller placerer sig i områder med tilstrækkelig kapacitet i elnettet og omvendt.

Der kan være store selskabsøkonomiske gevinster forbundet med geografisk differentiering af

særligt nyt forbrug, hvis det placerer sig hensigtsmæssigt i forhold til belastningen i elnettet.

For store elkunder, såsom PtX-anlæg, kan en tarifbesparelse i nogle tilfælde være afgørende

for rentabiliteten af projektet. Dermed vil geografisk differentierede forbrugstariffer give elkun-

derne incitament til at udnytte elnettet mere effektivt og bidrage til, at der ikke skal foretages

flere investeringer i elnettet end nødvendigt.

KEF, Alm.del - 2021-22 - Bilag 125: Orientering om rapport fra Energistyrelsen om direkte linjer og geografisk differentierede forbrugstariffer (Opfølgning på L 67 2020-21)

KAPITEL 1: INTRODUKTION

i elnettet. Dette åbner op for, at lokale netbrugere kan opnå tariffordele som følge af de be-

sparelser, som decentral elproduktion, lagring og fleksibelt forbrug giver anledning til i elnet-

tet, uden at de behøver eje elnet eller etablere direkte linjer. Lokal kollektiv tarifering anvendes

dog ikke i Danmark i dag, selvom lovgivningen principielt muliggør det.

direkte linjer under visse betingelser medføre større overensstemmelse mellem samfundsøko-

nomi og selskabsøkonomiske interesser, herunder rammevilkår, der fremmer grønne teknolo-

gier.

Vurderingen er, at de tre redskaber kan fremme samfundsøkonomiske gevinster. Dog kan de

også være forbundet med fordelingsmæssige konsekvenser. Fordele og ulemper ved de tre

redskaber gennemgås nærmere i kapitel 2-4.

1.3 Sammenhæng mellem analyserne

Sigtet med rapporten er at afsøge, i hvilket omfang geografisk differentierede forbrugstariffer,

direkte linjer og lokal kollektiv tarifering kan understøtte: 1) samfundsøkonomiske gevinster i

form af en mere effektiv udnyttelse af elnettet og 2) den grønne omstilling ved at skabe bedre

rammevilkår for grønne teknologier. Det gør de på hver sin måde, som beskrives nedenfor.

Hensigtsmæssig udbygning af elnettet

Geografisk differentierede forbrugstariffer kan give et prissignal på tværs af geografi til elkun-

der om at placere sig hensigtsmæssigt i forhold til ledig kapacitet i det kollektive elnet. Direkte

linjer og lokal kollektiv tarifering kan skabe incitament til øget grad af samplacering af forbrug

og produktion og kan dermed potentielt reducere behovet for udbygning af det kollektive el-

net. I den sammenhæng skal det bemærkes, at det i udgangspunktet ikke er en selvfølge, at

direkte linjer medfører et reduceret behov for netudbyning. I særlige tilfælde kan det dog sikre

en mere effektiv udnyttelse af det kollektive elnet. Alle tre redskaber fremmer dermed en hen-

sigtsmæssig udbygning af elnettet, som er nødvendig for elektrificeringen af Danmark.

Understøtte den grønne omstilling

Det vurderes, at redskaberne under visse betingelser kan understøtte den grønne omstilling.

Geografisk differentierede forbrugstariffer kan fremme elektrificering ved at lade elkunder

opnå tarifbesparelser, hvis de forbruger og placerer sig hensigtsmæssigt. Det kan i visse til-

fælde medføre både samfundsøkonomiske gevinster i form af reduceret netudbygningsbehov

og fremme grønne teknologiers (fx PtX) rentabilitet og dermed understøtte den grønne omstil-

ling.

Direkte linjer kan medføre bedre rammebetingelser for grønne teknologier. Afhængig af tarif-

designet vil der kunne opnås en reduceret tarifbetaling af den el, der produceres og forbruges

uden brug af det kollektive elnet. Ligesom for geografisk differentierede forbrugstariffer kan

1.4 Læsevejledning

Dette afsnit giver et overblik over, hvor de forskellige dele af tillægsbetænkningen af den 16.

december 2020 analyseres:

Kapitel 1 introducerer rapporten, herunder dens kontekst og formål.

Kapitel 2 præsenterer analysen af forskellige muligheder for geografisk differentierede for-

brugstariffer. Her gennemgås først de gældende regler. Derefter beskrives tre muligheder for

at åbne op for geografisk differentiering, som efterfølgende vurderes ud fra samfundsøkonomi,

fordelingsvirkninger, statens afgiftsprovenu og administrerbarhed.

Kapitel 3 præsenterer analysen om direkte linjer. Her gennemgås først gældende regler. Deref-

ter beskrives mulighederne for at fastholde, justere eller afskaffe gældende regler, hvilket efter-

følgende vurderes ud fra samfundsøkonomi, fordelingsvirkninger, statens afgiftsprovenu og

administrerbarhed.

Kapitel 4 fokuserer på det lokale samspil mellem forbrug og produktion, herunder særligt ma-

trikelkravet og lokal kollektiv tarifering. Først gennemgås gældende regler for matrikelkravet

og muligheder for at justere disse. Efterfølgende gennemgås samme punkter for lokal kollektiv

tarifering. Lokal kollektiv tarifering vurderes efterfølgende kvalitativt ud fra samfundsøkonomi,

fordelingsvirkninger, statens afgiftsprovenu og administrerbarhed.

Kapitel 5 beskriver sammenhængen mellem de analyserede muligheder for geografisk diffe-

rentierede forbrugstariffer, direkte linjer og lokal kollektiv tarifering.

KEF, Alm.del - 2021-22 - Bilag 125: Orientering om rapport fra Energistyrelsen om direkte linjer og geografisk differentierede forbrugstariffer (Opfølgning på L 67 2020-21)

KAPITEL 2: ANALYSE AF GEOGRAFISK DIFFERENTIEREDE FORBRUGSTARIFFER

KAPITEL 2: ANALYSE AF GEOGRA-

FISK DIFFERENTIEREDE FORBRUGS-

TARIFFER

Dette kapitel analyserer forskellige muligheder for at ophæve forbuddet i lovgivningen mod

geografisk differentierede forbrugstariffer. Mulighederne vurderes i forhold til samfundsøko-

nomi, fordelingsvirkninger, statens afgiftsprovenu og administrerbarhed.

Kapitlet består af to hovedafsnit: 1) gældende regler og muligheder for at justere i disse og 2)

konsekvensvurdering af tre muligheder for geografisk differentierede forbrugstariffer.

ved elforsyningslovens § 73 og 73a. Det følger desuden af elforsyningsloven, at det ikke er til-

ladt at differentiere forbrugstarifferne geografisk.

Det er branchen – dvs. netvirksomhederne og Energinet – der har kompetencen til at udforme

metoderne for opgørelse af tariffer, mens Forsyningstilsynet (FSTS) har kompetencen til efter-

følgende at godkende metoderne. Ministeren og Folketinget har dermed ikke kompetence til

at bestemme den specifikke tarifudformning. Lovgivningen skal derimod sætte rammerne for

de metoder, der kan udvikles af branchen.

Figur 2 Rollefordeling i metodeudvikling af forbrugstariffer

2.1 Gældende regler

I EU-retten og i dansk ret findes en række principper, som netvirksomhederne og Energinet

skal følge, når de udformer tarifferne. De grundlæggende regler og principper for fastsættelse

af tariffer er fastlagt i EU-reglerne.

Artikel 18 i EU’s elmarkedsforordning indeholder den nærmere materielle regulering af tariffer.

Det følger heraf, at tarifferne skal være omkostningsægte (dvs. afspejle omkostningerne), gen-

nemsigtige, tage hensyn til behovet for netsikkerhed og fleksibilitet.

Bestemmelsen tilsiger også, at tarifmetoderne skal afspejle transmissionssystemoperatører

(TSO) og distributionssystemoperatørers (DSO) faste omkostninger, og at det skal ske under

hensyntagen til systembrugeres, herunder aktive kunders, brug af distributionsnettet.

EU’s elmarkedsdirektiv indebærer, at adgang til elnettet bygger på offentliggjorte tariffer, og at

tariffer fastsættes eller godkendes af den regulerende myndighed (i Danmark Forsyningstilsy-

net) i overensstemmelse med gennemsigtige kriterier. Disse regler om tariffer er implementeret

Forbud mod geografisk differentierede forbrugstariffer

Elnettet i Danmark er planlagt ud fra et generelt kollektivt forsyningshensyn for alle elkunder

uanset, hvor de er placeret geografisk, herunder om de fx bor i et tyndt befolket område. For-

skelle i netstruktur, elnettets kvalitet og især netkomponenternes alder beror bl.a. på historiske

forhold. Inden for de enkelte netvirksomheders netområde afregnes omkostningerne herved

dog via en ens forbrugstarif for de forskellige kundekategorier, da forbrugstarifferne ikke må

differentieres geografisk.

KEF, Alm.del - 2021-22 - Bilag 125: Orientering om rapport fra Energistyrelsen om direkte linjer og geografisk differentierede forbrugstariffer (Opfølgning på L 67 2020-21)

KAPITEL 2: ANALYSE AF GEOGRAFISK DIFFERENTIEREDE FORBRUGSTARIFFER

Hvad er forbrugstariffer?

Elkunder betaler både for den el, de forbruger, og for transporten af denne el. Elkunderne

betaler for transporten gennem forbrugstariffer til Energinet og netvirksomhederne, der va-

retager denne opgave. Forbrugstariffen dækker over flere forbrugsrelaterede tariffer: en

nettarif til den lokale netvirksomhed, en system- og transmissionsnettarif til Energinet, en

balancetarif til Energinet, abonnementer og tilslutningsbidrag. I denne rapport anvendes

begrebet ”forbrugstariffer” i bred forstand og rummer således både løbende energibasse-

rede tariffer og enegangsbetalinger for tilslutningen af nyt forbrug.

Det gældende forbud mod geografisk differentierede forbrugstariffer blev bl.a. indført for at

beskytte elkunder i tyndt befolkede områder, fx øer, mod en højere tarif. I dag forhindrer for-

buddet imidlertid Energinet og netvirksomhederne i at afspejle de netomkostninger, elkunder

giver anledning til, i forbrugstarifferne. Det betyder alt andet lige, at det kollektive elnet ikke

udnyttes optimalt.

Forsyningstilsynets kriterier for godkendelse

Når Forsyningstilsynet godkender en tariferingsmodel, tages der udgangspunkt i kriterier

med ophæng i EU-retten og dansk ret. Disse kriterier er, at tarifferne skal være:

Omkostningsægte

Rimelige

Objektive

Ikke-diskriminerende

Gennemsigtige

2.2 Mulighed for at ændre gældende regler

Modeller for at muliggøre geografisk differentierede forbrugstariffer, som fx lovliggørelse af

differentieringen på visse spændingsniveauer, skal følge den kompetencefordeling, som er be-

skrevet i afsnit 2.1. Dvs. at en model for lovliggørelse ikke må indskrænke Forsyningstilsynets

kompetencer i forhold til godkendelse af Energinets og netvirksomhedernes tarifmetoder.

Forbuddet mod geografisk differentierede forbrugstariffer

Elforsyningsloven § 73

”De kollektive elforsyningsvirksomheders prisfastsættelse af deres ydelser efter §§ 69-71 skal

ske efter rimelige, objektive og ikke-diskriminerende kriterier for, hvilke omkostninger de

enkelte køberkategorier giver anledning til. Prisdifferentiering af hensyn til effektiv udnyt-

telse af elnettet og til elforsyningssikkerhed er tilladt. Prisdifferentiering på baggrund af en

geografisk afgrænsning er kun tilladt i tilladt i særlige tilfælde

.”

Såfremt en model for geografisk differentiering tillades, vil Energinet og netvirksomhederne få

mulighed for at indrette en mere omkostningsægte tarifstruktur, der kan fremme en mere ef-

fektiv brug af elnettet end i dag. Det kan fx være at tilskynde til hensigtsmæssig placering af

større anlæg, hvilket kan mindske behovet for netudbygning. Mere omkostningsægte for-

brugstariffer vil således kunne medføre samfundsøkonomiske fordele.

Her udover inddrages også elmarkedsforordningens artikel 18, stk. 7, 9 og 10.

Inden for EU-retten er det tilladt, at omkostningerne fordeles blandt forbrugsgrupper, såfremt

de pågældende forbrugsgrupper giver anledning til forskellige omkostninger. En muliggørelse

af geografisk differentiering af forbrugstarifferne må imidlertid ikke diskriminere ubegrundet

og unødvendigt mellem elkunder. Det er derfor væsentligt, at det i tarifmetoderne angives til-

strækkeligt klart, hvorfor nogle forbrugsgrupper har særlige karakteristika, der gør dem mere

eller mindre omkostningskrævende for Energinet eller netvirksomhederne.

Allerede igangsatte ændringer i tarifferne

En højere grad af omkostningsægthed i tarifstrukturen kan sikre en mere effektiv udnyttelse af

det kollektive elnet med samfundsøkonomiske gevinster i form af besparelser ved undgåede

eller reducerede netinvesteringer. Energinet og netvirksomhederne arbejder allerede med en

”Særlige tilfælde” kan fx være fusionering af netvirksomheder, der i en overgangsperiode må opretholde

forskellige priser, hvis prisforskellen er markant mellem de to områder.

KEF, Alm.del - 2021-22 - Bilag 125: Orientering om rapport fra Energistyrelsen om direkte linjer og geografisk differentierede forbrugstariffer (Opfølgning på L 67 2020-21)

KAPITEL 2: ANALYSE AF GEOGRAFISK DIFFERENTIEREDE FORBRUGSTARIFFER

række metodeændringer med det formål at øge tariffernes omkostningsægthed. Disse udkast

til metodeændringer er beskrevet i tabel 1.

Tabel 1 Oversigt over forventede metodeændringer

Dansk Energis Tarif-

model 3.0.

Øget tidsdifferentiering:

Tarifferne er højere i perioder med stor belastning

(dagstimer) og lavere i perioder med mindre belastning (nattetimer).

Effektbetalinger:

De store virksomhedskunder opkræves en større betaling base-

ret på den maksimale effekt i MW, som de trækker fra elnettet.

Tarifmodel 3.0 er anmeldt til Forsyningstilsynet den 9. oktober 2021.

”Begrænset netadgang”:

Afbrydelighedsprodukt, der giver mulighed for, at el-

kunder, der er tilsluttet på TSO-niveau, kan tilvælge afbrydelighed til gengæld

for en reduceret nettarif. Produktet er anmeldt til Forsyningstilsynet i 2020, og

afventer i skrivende stund endelig godkendelse.

Metoden er anmeldt til Forsyningstilsynet den 29. maj 2020.

Kapacitetsbetalinger:

Indførsel af en fast kapacitetsbetaling (DKK/MW/år). Kapa-

citetsbetalingerne reducerer kWh-betalingen i nettariffen tilsvarende.

TSO-DSO Model:

Ny tarifmodel, hvor Energinets nettarif opkræves hos netvirk-

somhederne i stedet for slutkunderne i distributionsnettene.

Tidsdifferentiering:

Indførsel af en lavprisperiode om natten.

Metoderne er endnu ikke anmeldte og ej heller sendt i høring.

Fast årlig betaling:

Der indføres en fast årlig betaling på 180 kr.

Reduceret løbende betaling:

Indførslen af den årlige faste betaling mindsker den

løbende systemtarif for alle elkunder tilsvarende.

Reduceret løbende betaling for de største elkunder:

Ud over en generel reduktion

af den løbende systemtarif, vil Energinet reducere den marginale systemtarif

over et vist stort årligt elforbrug.

Metoderne er er endnu ikke anmeldt til Forsyningstilsynet, men sendt i høring

den 5. november 2021.

Lovændringer for pro- For så vidt angår tarifering af producenter vil det efter forventningen blive mu-

ducenttariffer

ligt for Energinet og Dansk Energi på vegne af netvirksomhederne at anmelde

geografisk differentierede producenttariffer fra 1. januar 2022.

2.3 Vurdering af modeller for geografisk differentierede forbrugstariffer

I nærværende afsnit vurderes mulighederne for geografisk differentierede forbrugstariffer ud

fra parametrene i tillægsbetænkningen:



Samfundsøkonomi

Fordelingsvirkninger

Statens afgiftsprovenu

Administrerbarhed

Energinets metode til

nyt netprodukt.

Afsnittet redegør først for analysens metodiske overvejelser og dernæst de fire vurderingspara-

metre.

Geografiske forskelle i omkostninger

Særligt tre forhold påvirker forskellene i omkostningerne forskellige steder i elnettet: 1) om-

kostninger til nettab, 2) flaskehalse i elnettet og 3) tilslutningsomkostninger.

Hvilke netomkostninger er geografiske?

Nettab

Nettabet afhænger af placeringen i elnettet. Et forbrug, der ligger langt

fra de elproducerende anlæg, vil give anledning til en længere transport

og dermed et større nettab end et forbrug, der ligger tæt på.

Flaskehalse

En elkundes forbrug og bidrag til de samlede omkostning vil i tilfælde

med lokale flaskehalse afhænge af placeringen i elnettet. Flaskehalse kan

afhjælpes ved at gøre brug af fleksible ressourcer relevante geografiske

steder i elnettet.

Tilslutning

Tilslutningsomkostninger omfatter dels elkunders direkte tilslutning til el-

nettet, dvs. stikledningen til nettilslutningspunktet, dels de nødvendige

netforstærkninger. Mens stikledningsomkostningen kun er afhængig af

afstanden til det eksisterende elnet, afhænger graden af netforstærk-

ningsbehov af de lokale forhold i elnettet.

Energinets arbejde

med ændringer i net-

tariffen.

Energinets arbejde

med ændringer i sy-

stemtariffen.

KEF, Alm.del - 2021-22 - Bilag 125: Orientering om rapport fra Energistyrelsen om direkte linjer og geografisk differentierede forbrugstariffer (Opfølgning på L 67 2020-21)

KAPITEL 2: ANALYSE AF GEOGRAFISK DIFFERENTIEREDE FORBRUGSTARIFFER

Udfordringer ved geografisk differentierede forbrugstariffer

Ovenstående omkostninger vil i højere grad kunne afspejles, hvis en model for geografisk dif-

ferentierede forbrugstariffer tillades. Det kan bidrage med samfundsøkonomiske gevinster,

men kan også risikere at lede til, at nogle elkunder skal betale en merpris i forhold til i dag på

grund af særlige lokale forhold. Det kan potentielt resultere i, at omkostninger til netudbygning

i yderområder fx skal bæres af få elkunder.

En anden udfordring ved geografisk differentierede forbrugstariffer er, hvorvidt elkunder kan

reagere på prissignalerne eller ej. Geografiske differentiering af omkostninger til tilslutning af

nyt forbrug kan fremme en mere hensigtsmæssig placering af forbruget, mens differentiering

af den løbende tarifbetaling kan fremme et mere hensigtsmæssigt og mere omkostningsægte

elforbrug. En stor del af forbruget kan dog ikke flyttes geografisk eller tilpasse sig.

Hvad består din elregning af?

Husholdninger

For en typisk husholdning med et årligt elforbrug på 4.000 kWh, fordelte elregningen sig i 3.

kvartal 2021 på følgende komponenter :

Estimering af geografisk differentierede forbrugstariffer

For at kunne gennemføre en analyse af de samfundsøkonomiske effekter ved adfærdsændrin-

ger for eksisterende elkunder skal der foretages et kvalificeret skøn over størrelsesorden på de

fremtidige tarifændringer, som Energinet og netvirksomhederne potentielt kunne anmelde til

Forsyningstilsynet og implementere over for elkunder som følge af en mulighed for geografisk

differentierede forbrugstariffer.

Da det ikke er muligt at forudsige præcist, hvorvidt og hvordan Energinet og netvirksomhe-

derne vil anvende geografisk differentiering, har det være nødvendigt at lægge nogle forud-

satte antagelser ned over analysen.

I analysen for samfundsøkonomiske effekter for eksisterende forbrug er der anvendt tre mulige

tarifscenarier på TSO-niveau og to scenarier på DSO-niveau. Dette giver i alt 6 forskellige kom-

binationer, som anvendes i de økonomiske beregninger med henblik på at give et bedste bud

inden for et udfaldsrum.

I den senere gennemgang af analyseresultater af samfundsøkonomi og omfordelingseffekter

præsenteres resultaterne af de to scenariekombinationer, der giver hhv. de største og mindste

effekter, da disse udgør det bedste bud på et sandsynligt udfaldsrum.

Scenarier på TSO-niveau

For at estimere Energinets geografisk differentierede forbrugstarif har analysen anvendt oplys-

ninger om udveksling af energistrømme til at inddele de geografiske områder for hver trans-

formerstation i enten produktionsdominerede, neutrale eller forbrugsdominerede netområder.

Med udgangspunkt i disse er der estimeret geografisk differentierede forbrugstariffer for tre

scenarier:

Minimumsværdi af nettarif:

Det antages, at det udelukkende er omkostninger til

netafskrivninger, der differentieres geografisk.

”Ekstrem case”:

Det antages, at Energinet tilbyder en nettarif på 0 øre/kWh til elkun-

der, der placerer sig i produktionsdominerede netområder.



Energi (27 %)

Elafgift (37 %)

Netbetaling, heriblandt tariffer (16 %)

Moms (20 %)

PSO (0 %)

De fleste af disse komponenter fluktuerer, hvorfor deres respektive andele af den samlede

elregning kan variere over tid.

Virksomheder

Overordnet udgør tariffer ca. en 1/3 af den samlede elregning og el ca. 2/3. Omkostnings-

fordelingen for den samlede elregning varierer dog på tværs af virksomheder. Generelt vil

større virksomheder, der er tilsluttet på et højere spændingsniveau, fx betale en relativt la-

vere andel af deres elregning til tariffer.

https://forsyningstilsynet.dk/media/10365/elprisstatistik-3-kvartal-2021.pdf

KEF, Alm.del - 2021-22 - Bilag 125: Orientering om rapport fra Energistyrelsen om direkte linjer og geografisk differentierede forbrugstariffer (Opfølgning på L 67 2020-21)

KAPITEL 2: ANALYSE AF GEOGRAFISK DIFFERENTIEREDE FORBRUGSTARIFFER

Producentbetaling:

Det antages, at der kan tilbydes en lavere nettarif end hidtil til el-

kunder, der tilslutter sig i produktionsdominerede netområder, og at denne udeluk-

kende finansieres af indfødningstariffer for producenter inden for samme netområde.

Scenarier på DSO-niveau

For at estimere netvirksomhedernes geografisk differentierede forbrugstariffer har analysen an-

vendt zoneopdelt data. I beregningerne er det antaget, at den geografiske differentiering af

forbrugstariffer potentielt kan afhænge af to variable:



Gennemsnitlige nuværende tariffer

Estimerede zonespecifikke omkostninger pr. måler.

Omkostningsægte forbrugstariffer

For at opnå størst mulig samfundsøkonomisk gevinst skal forbrugstariffer så vidt muligt af-

spejle de omkostninger, elkunden giver anledning til. Dertil skal omkostninger, der ikke af-

hænger af forbruget, opkræves på en sådan måde, at de ikke forvrider de omkostnings-

ægte prissignaler.

Omkostningsægthed medfører dermed, at alle ressourcer er optimalt allokeret blandt aktø-

rer. Dermed forbruges strømmen af de elkunder, der opnår størst nytte herved og leveres til

lavest mulige pris.

Geografisk differentierede forbrugstariffer kan medføre samfundsøkonomiske gevinster gen-

nem følgende to effekter:

Nye elkunder får et økonomisk incitament til at tilslutte sig steder i det kollektive elnet,

hvor der er ledig kapacitet.

Eksisterende elkunder får incitament til at foretage adfærdsændringer i deres elforbrug,

der i højere grad afspejler de omkostninger, som de giver anledning til.

Særligt placeringen af nyt forbrug de steder, hvor der er ledig kapacitet i elnettet, forventes at

bidrage med de største samfundsøkonomiske gevinster (første effekt).

De samfundsøkonomiske gevinster forbundet med geografisk differentiering af fremtidigt el-

forbrug er opgjort på baggrund af et estimeret værdipotentiale for netbesparelser. Til estime-

ringen af fremtidigt forbrug har analysen anvendt data fra konsulentfirmaet Utiligize’s analyse.

Fordelingsvirkninger

El er et nødvendigt gode for både husholdninger og virksomheder, og større stigninger i el-

regningen kan derfor ramme nogle hårdt. Fordelingseffekterne vurderes ud fra størrelsen af

tarifforskelle, som geografisk differentierede forbrugstariffer kan risikere at medføre mellem el-

kunder.

Af hensyn til at sikre analysens robusthed var det relevant at sammenligne resultaterne for be-

regninger med udgangspunkt i hhv. tariffer og omkostninger.

2.3.1 Definition af parametre

Samfundsøkonomi

Forbuddet mod geografisk differentierede forbrugstariffer indebærer, at nogle elkunder i dag

betaler

mindre

i tariffer end de økonomiske netomkostninger, deres forbrug giver anledning til,

mens andre elkunder betaler

mere.

Det betyder, at elnettet ikke udnyttes effektivt, da der ikke

er incitament til optimal elforbrugsadfærd. En ikke-optimal elforbrugsadfærd pga. ikke-om-

kostningsægte priser (tariffer) udgør et såkaldt dødvægtstab for samfundsøkonomien.

Geografisk differentierede forbrugstariffer muliggør en mere omkostningsægte tarifstruktur,

som alt andet lige vil medføre en mere efficient allokering af ressourcerne og dermed sam-

fundsøkonomiske fordele.

Utiligize: DER’s påvirkning af eldistributionsnettet i Danmark

KEF, Alm.del - 2021-22 - Bilag 125: Orientering om rapport fra Energistyrelsen om direkte linjer og geografisk differentierede forbrugstariffer (Opfølgning på L 67 2020-21)

KAPITEL 2: ANALYSE AF GEOGRAFISK DIFFERENTIEREDE FORBRUGSTARIFFER

Des mere omkostningsægte forbrugstarifferne bliver, des større forskelle kan der opstå i tarif-

fen, og des højere tarifstigninger vil enkelte kunder kunne blive ramt af.

Hvorvidt der vil opstå fordelingseffekter afhænger dog af, hvilket tarifelement Energinet og

netvirksomhederne pålægger geografisk differentiering. Fordelingseffekter mellem allerede-

eksisterende elkunder opstår kun, hvis det geografiske element pålægges den løbende tarifbe-

taling. Fordelingseffekter mellem eksisterende elkunder opstår til gengæld ikke, hvis det geo-

grafiske element i stedet pålægges engangsbetalingen forbundet med nettilslutning (kaldes

fremover for tilslutningsbidrag).

Statens afgiftsprovenu

Statens afgiftsprovenu påvirkes kun, hvis geografisk differentierede forbrugstariffer medfører,

at elkunder ændrer deres forbrugsmønstre på en måde, der leder til et større eller mindre el-

forbrug for hele Danmark samlet set.

Det antages i analysearbejdet, at elkundernes elasticitet over for prisændringer er symmetrisk.

Dvs. at elkunder, der evt. modtager en højere forbrugstarif, forbruger tilsvarende mindre elek-

tricitet end de elkunder, der evt. modtager en lavere forbrugstarif, og som derfor bruger mere.

Fordi geografisk differentierede forbrugstariffer forventes at medføre en mere effektiv brug af

elnettet, forventes det dog, at det samlede elforbrug vil stige pga. geografisk differentierede

forbrugstariffer. Dette skyldes, at en mere effektiv brug af elnettet vil føre til lavere netomkost-

ninger, og dermed alt andet lige en lavere tarifopkrævning. Muliggørelse af geografisk diffe-

rentierede forbrugstariffer kan på den måde medføre et øget afgiftsprovenu. Dette er dog en

alt andet lige betragtning, hvor det bl.a. på grund af fluktuationer i elregnings komponenter,

heriblandt elpriser, afgifts- og tarifsatser, ikke er muligt at identificere den isolerede effekt af

geografisk differentierede forbrugstariffer på afgiftsprovenuet.

Administrerbarhed

Lovgivningen skal skabe rammer for tariffer, der er lette at forstå og implementere. Det gælder

både for Energinet og netvirksomhederne, som skal udvikle tarifmetoderne inden for ram-

merne og for Forsyningstilsynet, som skal godkende disse metoder.

Enkel og implementerbar lovgivning vil bidrage til at undgå unødvendigt høje udgifter til ad-

ministration for Energinet, netvirksomhederne og Forsyningstilsynet. Lovgivningen må med an-

dre ord ikke i sig selv skabe økonomiske barrierer i form af transaktionsomkostninger forbun-

det med implementeringen af geografisk differentierede forbrugstariffer.

Jo finere geografisk opløsning et netområde opgøres i, des mere omkostningsægte vil den

geografiske differentiering være. Det kan imidlertid være svært for Energinet og netvirksomhe-

derne at opgøre elnettets omkostninger i høj geografisk opløsning. Især et differentieret tilslut-

ningsbidrag kræver grundige netberegninger på baggrund af en del usikre fremtidige forhold.

Der er behov for, at der udvikles en objektiv og transparent metode, inden geografisk differen-

tiering kan implementeres i praksis.

Det er således en afvejning mellem på den ene side at sikre omkostningsægthed og på den

anden side ikke at give anledning til unødvendigt høje administrative omkostninger.

Figur 3 Potentiel effekt af mere omkostningsægte forbrugstariffer

KEF, Alm.del - 2021-22 - Bilag 125: Orientering om rapport fra Energistyrelsen om direkte linjer og geografisk differentierede forbrugstariffer (Opfølgning på L 67 2020-21)

KAPITEL 2: ANALYSE AF GEOGRAFISK DIFFERENTIEREDE FORBRUGSTARIFFER

Usikkerheder

Det skal understreges, at analyserne for samfundsøkonomi, fordelingsvirkninger og statens af-

giftsprovenu er behæftet med væsentlig usikkerhed. Resultaterne skal derfor fortolkes i det lys.

Der er særligt to centrale forhold, som bidrager til usikkerheden. For det første afhænger de

faktiske tarifændringer af den konkrete tarifmetode, som Energinet og netvirksomhederne ud-

vikler i fremtiden. For det andet er det usikkert, hvilke geografiske forhold der er determine-

rende for forskelle i netomkostninger.

Disse to usikkerheder bevirker, at nærværende økonomiske analyse nødvendigvis må lægge

forholdsvis strenge forudsætninger og antagelser til grund for at være i stand til at belyse kon-

sekvenserne af geografisk differentierede forbrugstariffer kvantitativt. Robustheden ved analy-

sens resultater skal derfor vurderes på baggrund af de anvendte forudsætninger og antagelser.

Usikkerheder



Faktiske fremtidige tarifmetoder, som udvikles af Energinet og netvirksomhederne er i

sagens natur ikke kendt på nuværende tidspunkt.



Usikkerhed om betydningen af elkundernes geografiske forhold for netomkostninger.



Usikkerhed om, hvorvidt geografisk differentierede forbrugstariffer kan sende tilstræk-

kelige prissignaler til særligt nye, store forbrugsanlæg, som fx PtX-anlæg og datacen-

tre.

Det grundlæggende formål med geografisk differentierede forbrugstariffer er

at muliggøre mere omkostningsægte tariffer, men de samfundsøkonomiske

effekter afhænger af, om elkunderne ændrer adfærd som følge heraf.



Usikkerhed om omfanget af geografisk differentierede forbrugstariffers påvirkning af

forbrugsadfærd for eksisterende elkunder.

Elkunder mangler generelt viden om både deres elforbrug (i kWh) og elprisen

for at kunne optimere deres forbrugsadfærd på baggrund af prissignaler.



Analysen af geografisk differentierede forbrugstariffer er en alt andet lige betragtning,

fordi elkunderne er optagede af den samlede elpris (ikke blot tariffer), hvor fx markeds-

prisen på el samtidig er et fluktuerende element over tid.

2.3.2 Modeller for geografisk differentierede forbrugstariffer

I det følgende vurderes tre muligheder for geografisk differentierede forbrugstariffer:

Fuld åbning, afsnit 2.3.3

Afgrænsning pba. spændingsniveau, afsnit 2.3.4

Begrænset tarifforskelle, afsnit 2.3.5

Analysen af en fuld åbning for geografisk differentierede forbrugstariffer anvendes som en

benchmark-model, hvorefter de to modeller for begrænset lovliggørelse analyseres.

Tilgang til modelvalg

Der har i analysearbejdet været overvejet en bredere vifte af modeller for lovliggørelse af geo-

grafisk differentierede forbrugstariffer. Disse modeller har dog i den indledende evaluering vist

sig at have svagheder, der gør, at de ikke vurderes som hensigtsmæssige alternativer.

Det samlede antal relevante løsningsmodeller er på den baggrund indsnævret til tre modeller

(fuld åbning og to modeller for begrænset åbning) med hver deres styrker og svagheder. De

tre modeller præsenteres i skemaet på næste side og gennemgås derefter hver for sig.

KEF, Alm.del - 2021-22 - Bilag 125: Orientering om rapport fra Energistyrelsen om direkte linjer og geografisk differentierede forbrugstariffer (Opfølgning på L 67 2020-21)

KAPITEL 2: ANALYSE AF GEOGRAFISK DIFFERENTIEREDE FORBRUGSTARIFFER

Model 1: Fuld åbning

Mekanisme:

Forbuddet mod geografisk differentierede forbrugstariffer

fjernes for alle forbrugerkategorier.

Hensyn:

Det fulde samfundsøkonomiske potentiale udnyttes.

Væsentligste styrker:

+ Mest omkostningsægte forbrugstariffer

+ Gennemsigtig og nem at administrere

+ Tilsvarende producenttariffer

Væsentligste svagheder:

÷ Risikerer at medføre store omfordelingseffekter

÷ Vanskeligt at forudse graden af differentiering i de kon-

krete forbrugstariffer

Udfordringer ved implementering:

Der vurderes ikke at være lovgivningsmæssige udfordringer

ved implementeringen af modellen.

Model 2: Afgrænsning pba. spændingsniveau

Mekanisme:

Geografisk differentierede forbrugstariffer tillades for alle

større elkunder tilsluttet fra og med et vist spændingsniveau.

Hensyn:

Modellen beskytter forbrugere på de lavere spændingsni-

veauer mod fordelingseffekter.

Væsentligste styrker:

+ Mulighed for at fritage forbrugsgrupper fra fordelingsef-

fekter

+ Mere omkostningsægte forbrugstariffer på tilladte spæn-

dingsniveauer

+ Gennemsigtig og nem at administrere

Væsentligste svagheder:

÷ Det fulde samfundsøkonomiske potentiale udnyttes ikke

÷ Risikerer at medføre store omfordelingseffekter blandt

elkunderne i de tilladte spændingsniveauer

Udfordringer ved implementering:

Modellen kræver, at der fastsættes et spændingsniveau for,

hvornår geografisk differentiering er tilladt. Dette vil skulle

bero på en konkret afvejning mellem samfundsøkonomiske

gevinster og fordelingseffekter.

Model 3: Begrænset tarifforskelle

Mekanisme:

Lovgivningen fastsætter en grænse for, hvor meget forbrugs-

tarifferne må variere mellem kunder i samme kundekategori

alene på baggrund af geografi.

Hensyn:

Modellen sikrer, at omfordelingseffekterne ikke overstiger en

bestemt grænse, uanset hvilket spændingsniveau elkunderne

er tilsluttet.

Væsentligste styrker:

+ Størrelsen af omfordelingseffekterne kan kontrolleres

+ Mere omkostningsægte forbrugstariffer på alle spæn-

dingsniveauer

Væsentligste svagheder:

÷ Det fulde samfundsøkonomiske potentiale udnyttes ikke

÷ Administrerbarheden er usikker

÷ Vanskeligt at fastsætte grænsen for maksimalt tilladte

variationer i forbrugstariffen

÷ Juridisk usikkert, hvorvidt modellen overholder rollefor-

delingen i tarifudformningen.

Udfordringer ved implementering:

Modellen kræver, at der fastsættes en grænse for maksimal

tilladt variation af forbrugstariffen på baggrund af geografi.

Dette kan være svært at fastsætte ud fra objektive kriterier.

KEF, Alm.del - 2021-22 - Bilag 125: Orientering om rapport fra Energistyrelsen om direkte linjer og geografisk differentierede forbrugstariffer (Opfølgning på L 67 2020-21)

KAPITEL 2: ANALYSE AF GEOGRAFISK DIFFERENTIEREDE FORBRUGSTARIFFER

2.3.3 Model 1: Fuld åbning

Model 1 tillader geografisk differentierede forbrugstariffer for alle elkunder. Dvs. at det nuvæ-

rende forbud ophæves uden nogen begrænsning. Med denne model får både Energinet og

netvirksomhederne mulighed for frit at kunne afspejle geografiske prisforskelle i forbrugstarif-

ferne. Denne model vil fungere som en benchmark i forhold til de to efterfølgende modeller

for tilladelse til geografisk differentiering.

Denne model udnytter det fulde samfundsøkonomiske potentiale, da den ikke begrænser mu-

ligheden for mere omkostningsægte forbrugstariffer for så vidt angår de geografisk betingede

omkostninger. En fuld åbning vil på den anden side kunne medføre store omfordelinger mel-

lem elkunder i forskellige områder.

I nedenstående tabel præsenteres en oversigt over fordelingen af danske elkunder på de for-

skellige spændingsniveauer og deres respektive gennemsnitlige elforbrug.

Tabel 2 Oversigt over spændingsniveauer

Spændingsniveau

0,4 kV

(direkte tilsluttet i 10/0,4

kV-transformerstation)

10 kV

(direkte tilsluttet i 30-50-

60/10 kV-transformer-

station)

30-50-60 kV

132-150-400 kV

(transmissionsnettet)

Antal elkunder (ca.)

3,2 mio.

36.000

kWh/år/elkunde

4.000 kWh

250.000 kWh

Eksempler på elkunder

Husholdninger, små erhverv,

BEF, varmepumper

Mindre erhverv, fx landbrug

Samfundsøkonomi

Geografisk differentierede forbrugstariffer forventes at medføre samfundsøkonomiske gevin-

ster. Gevinsterne opnås dels af adfærdsændringer i det nuværende elforbrug hos allerede-ek-

sisterende større virksomheder. En sådan adfærdsændring er fx en virksomhed, der ligger i et

område med rigelig kapacitet og som følge af lavere forbrugstariffer vælger at øge sit forbrug.

Dels opnås de af en mere hensigtsmæssig placering af nyt stort forbrug i forhold til ledig kapa-

citet i elnettet.

Figur 4 Samfundsøkonomisk potentiale ved fuld åbning

1.500

250

1.000.000 kWh

Større erhverv, fx slagterier

Større produktionsvirksomhe-

der

Anm.: De samfundsøkonomiske gevinster er udelukkende illustrative og har ikke en absolut værdi i kroner og øre.

Den geografiske differentiering kan ske på alle tarifelementer, her iblandt på den løbende

25.000.000 kWh

50.000.000 kWh

Cement, stål, m.v.

Datacentre, Banedanmark,

(fremtidige) PtX-anlæg

energibaserede tarifbetaling, på tilslutningsbidraget og eventuelle fremtidige kapacitetsbetalin-

ger. Det er i sidste ende op til Energinet og netvirksomhederne at udvikle de konkrete tarifme-

toder og Forsyningstilsynet at godkende dem. De konkrete konsekvenser er derfor behæftede

med betydelig usikkerhed.

Tabel 3 viser de estimerede samfundsøkonomiske gevinster som en fuld åbning for geografisk

differentierede forbrugstariffer kan have:

KEF, Alm.del - 2021-22 - Bilag 125: Orientering om rapport fra Energistyrelsen om direkte linjer og geografisk differentierede forbrugstariffer (Opfølgning på L 67 2020-21)

KAPITEL 2: ANALYSE AF GEOGRAFISK DIFFERENTIEREDE FORBRUGSTARIFFER

Tabel 3 Potentielle samfundsøkonomiske gevinster ved geografisk differentierede forbrugsta-

riffer

Scenarie

Fuld åbning

Eksisterende forbrug: Adfærds-

ændringer

0-20 mio. kr. pr. år

Fremtidigt forbrug: Adfærdstilpasninger og geo-

grafisk placering

0-153 mio. kr. pr. år

Tabel 4 Eksempel på mulige fordelingseffekter for Model 1 baseret på den samlede årlige el-

regning ved geografisk differentiering af hhv. den løbende tarif og tilslutningsbidraget relativt

til i dag

Spændingsniveau

Standard el-

forbrug

Geografisk differentiering af den løbende ta-

rif

Største potentielle

stigning for den årlige reduktion for den

elregning relativt til i

samlede årlig elreg-

dag

ning ift. i dag

+ 0-27 %

- 0-9 %

+ 0-39 %

- 0-19 %

Geografisk diffe-

rentiering af til-

slutningsbidraget

Anm.: Beregningerne tager udgangspunkt i en kvalificeret estimering af mulig geografisk differentiering (se afsnit

2.3). Da det i sidste ende er op til Energinet og netvirksomhederne at udvikle tarifmetoden, er tallene behæftede

med stor usikkerhed. For det eksisterende forbrug tages der udgangspunkt i den løbende tarif. For fremtidigt for-

brug sondre den konkrete beregning ikke mellem, hvilket tarifelement der differentieres. De potentielle adfærds-

ændringer er relative til tarifsystemet i dag og skal betragtes som en alt andet lige effekt af geografisk differentie-

rede forbrugstariffer.

Tabel 3 viser, at den største del af den

potentielle

samfundsøkonomiske gevinst ved mulighe-

den for geografisk differentierede forbrugstariffer kommer fra nyt fremtidigt elforbrug. Det

skyldes særligt, at der er mulighed for at differentiere tilslutningsbidraget, hvilket kan give inci-

tament til, at nyt forbrug placerer sig hensigtsmæssigt i forhold til elnettet.

De estimerede potentielle samfundsøkonomiske gevinster er dog behæftet med stor usikker-

hed, som beskrevet i afsnit 2.3.1.

Fordelingseffekter

Muligheden for mere omkostningsægte forbrugstariffer som følge af geografisk differentiering

kan medføre fordelingseffekter ved at gøre forbrugstariffen lavere for nogle af de omfattede

elkunder og højere for andre. Valg af konkret tarifmetode er op til branchen at beslutte. Da det

ikke er muligt at påvirke – og dermed forudsige – de konkrete tarifmetoder, har analysen

måtte basere sig på en kvalificeret vurdering af den potentielle størrelse på de geografisk diffe-

rentierede forbrugstariffer, jf. afsnit 2.3.

Branchen kan vælge at differentiere tilslutningsbidraget, den løbende tarif eller andre betalin-

ger. Såfremt branchen vælger at differentiere på tilslutningsbidraget, vil der

ikke

ske omforde-

linger mellem eksisterende elkunder, da tilslutningsbidraget betales én gang i forbindelse med

tilslutningen af nyt forbrug. Vælger branchen i stedet at differentiere den løbende tarif, indike-

rer analysen, at de største relative fordelingseffekter ved geografisk differentierede forbrugsta-

riffer er blandt kundegrupperne på de laveste spændingsniveauer, jf. tabel 4.

0,4 kV

(direkte tilsluttet i

10/0,4 kV-trans-

formerstation)

10 kV

(direkte tilsluttet i

30-50-60/10 kV-

transformersta-

tion)

30-50-60 kV

132-150-400 kV

(transmissionsnet-

tet)

4.000 kWh

250.000 kWh

1.000.000 kWh + 0-32 %

1.000.000 kWh + 0-17 %

- 0-19 %

- 0-15 %

25.000.000

kWh

50.000.000

kWh

+ 0-11 %

+ 0-5 %

- 0-14 %

- 0-12 %

Anm.: Procentsatserne viser den potentielle højeste relative stigning og højeste relative reduktion i den samlede

årlige elregning, som gennemsnitlige elkunder i de forskellige kundekategorier risikerer at få som følge af geogra-

fisk differentierede forbrugstariffer på den løbende tarif. Differentieres tilslutningsbidraget, er der ingen forde-

lingseffekt. Bemærk at de procentvise ændringer i selve forbrugstarifferne kan være betydeligt højere, men det er

vurderet mest hensigtsmæssigt og relevant at betragte de relative ændringer af den samlede elregning. De po-

tentielle ændringer i tarifbetalingerne er relative til tarifsystemet

i dag

og skal betragtes som en alt andet lige ef-

fekt af geografisk differentiering.

KEF, Alm.del - 2021-22 - Bilag 125: Orientering om rapport fra Energistyrelsen om direkte linjer og geografisk differentierede forbrugstariffer (Opfølgning på L 67 2020-21)

KAPITEL 2: ANALYSE AF GEOGRAFISK DIFFERENTIEREDE FORBRUGSTARIFFER

Analysen indikerer, at den samlede årlige elregning

potentielt kan stige med op til ca. 40 % for

nogle elkunder og falde med ca. 20 % for andre, hvis der udelukkende differentieres på den

løbende tarif. Beregningerne er behæftet med stor usikkerhed og skal betragtes som et ek-

sempel på det største udfaldsrum for mulige omfordelinger som følge af differentieringen, jf.

afsnit 2.3. Der vurderes samlet set at være relativt store omfordelingseffekter blandt særligt

mindre elkunder.

Statens afgiftsprovenu

Selvom elkunder i et mindre omfang vil justere deres individuelle elforbrug som følge af æn-

drede tarifbetalinger, forventes det aggregerede danske elforbrug at ligge på omtrent samme

niveau på kort sigt som i dag. Statens afgiftsprovenu fra eksisterende kunder forventes ikke at

blive påvirket negativt, eftersom elafgiften forbliver uændret.

Geografisk differentierede forbrugstariffer vil fremme en mere effektiv udnyttelse af det kollek-

tive elnet, og dermed nedbringe de samlede omkostninger for Energinet og netvirksomhe-

derne og således også forbrugstarifferne. Det forventes derfor, at lavere forbrugstariffer over

tid vil stimulere efterspørgslen efter el særligt i områder med tilstrækkelig kapacitet i elnettet

og lave tilslutningsbidrag. Med tiden forventes det samlede danske elforbrug, og dermed af-

giftsprovenuet, at kunne stige, jf. afsnit 2.3. Denne effekt er ikke muligt at kvantificere.

Administrerbarhed

En ophævelse af forbuddet mod geografisk differentierede forbrugstariffer forventes at være

enkel og administrerbar. Ved en fuld åbning vil der ikke være nogle begrænsninger, som Ener-

ginet og netvirksomhederne skal tage hensyn til i udarbejdelsen af deres tarifmetoder. Ligele-

des vurderes det at være administrerbart for Forsyningstilsynet at godkende tarifmetoder, der

indeholder et element af geografisk differentiering. De anmeldte tarifmetoder vil fortsat skulle

vise, at de geografisk differentierede dele af tarifbetalingen bl.a. er omkostningsægte.

Delkonklusion

En fuld åbning for geografisk differentierede forbrugstariffer forventes at muliggøre et mere

omkostningsægte tarifdesign. Dette forventes at kunne medføre betydelige samfundsøkono-

miske gevinster på op til 173 mio. kr. om året inkl. effekter for både nuværende og fremtidigt

forbrug.

Den potentielle samfundsøkonomiske gevinst er dog behæftet med usikkerhed. Det skyldes

særligt, at det er usikkert, at forbrugsadfærden for husholdninger og små virksomheder vil æn-

dres i en sådan grad, at de fulde potentielle gevinster opnås. Det vil kræve, at husholdninger

ændrer investeringsadfærd i forhold til fx elbiler eller varmepumper som følge af lavere eller

højere tariffer, samt flytter sig efter der, hvor tarifferne er lavere.

Til gengæld vurderes de potentielle omfordelingseffekter, særligt blandt husholdninger og

mindre erhverv, at kunne blive store. Ved en fuld åbning risikerer man med andre ord, store

fordelingseffekter blandt mindre elkunder.

2.3.4 Model 2: Afgrænsning pba. spændingsniveau

Model 2 tillader geografisk differentiering af tarifbetalinger for elkunder afgrænset på bag-

grund af spændingsniveau. Grænsen for spændingsniveau kan i princippet sættes der, hvor

det vurderes hensigtsmæssigt. I denne analyse har der været fokus på muligheden for at ind-

føre geografisk differentiering på hhv. tilslutninger fra og med 10 kV-spændingsniveau og til-

slutninger på transmissionsniveau.

Samfundsøkonomi

Når grænsen fastlægges for, hvilke spændingsniveauer geografisk differentiering tillades på,

skal der tages hensyn til, at de største samfundsøkonomiske gevinster opnås, jo flere spæn-

dingsniveauer og dermed elkunder, der omfattes af geografisk differentiering.

Matematisk vil de procentvise ændringer i tarifferne være større end de procentvise ændringer i den

samlede årlige elregning.

KEF, Alm.del - 2021-22 - Bilag 125: Orientering om rapport fra Energistyrelsen om direkte linjer og geografisk differentierede forbrugstariffer (Opfølgning på L 67 2020-21)

KAPITEL 2: ANALYSE AF GEOGRAFISK DIFFERENTIEREDE FORBRUGSTARIFFER

En afgrænsning på spændingsniveau høster med andre ord ikke det fulde økonomiske poten-

tiale ved geografisk differentiering. Til gengæld vil det være muligt at målrette geografisk diffe-

rentierede tariffer overfor store elkunder.

Figur 5 Samfundsøkonomisk potentiale ved begrænset åbning fra og med 10 kV

De estimerede samfundsøkonomiske gevinster ved en begrænset åbning på baggrund af

spændingsniveau er behæftet med stor usikkerhed af samme grunde som beskrevet i forhold

til en fuld åbning for geografisk differentiering.

Med udgangspunkt i analysens estimering af en geografisk differentieret forbrugstarif (jf. afsnit

2.3), ses herunder en sammenligning af de estimerede samfundsøkonomiske gevinster ved

hhv. en fuld åbning, afgrænsning ved 10 kV-spændingsniveau og ved transmissionsniveau.

Tabel 5 Potentielle samfundsøkonomiske gevinster ved geografisk differentierede forbrugsta-

riffer

Scenarie

Fuld åbning

Afgrænsning til 10 kV

Afgrænsning til trans-

missionsniveau

Eksisterende forbrug: Ad-

færdsændringer

0-20 mio. kr. pr. år

0-1 mio. kr. pr. år

Fremtidigt forbrug: Adfærdstilpasninger og

geografisk placering

0-153 mio. kr. pr. år

0-46 mio. kr. pr. år

0-39 mio. kr. pr. år

Anm.: De samfundsøkonomiske gevinster er udelukkende illustrative og har ikke en absolut værdi i kroner og øre.

Figur 6 Samfundsøkonomisk potentiale ved begrænset åbning fra og med transmissionsniveau

Anm.: Beregningerne tager udgangspunkt i en kvalificeret estimering af mulig geografisk differentiering (se afsnit

2.3). Da det i sidste ende er op til Energinet og netvirksomhederne at udvikle tarifmetoden og Forsyningstilsynet

at godkende dem, er tallene behæftede med stor usikkerhed. For det eksisterende forbrug tages der udgangs-

punkt i den løbende tarif. For fremtidigt forbrug sondre den konkrete beregning ikke mellem, hvilket tarifelement

der differentieres. De potentielle adfærdsændringer er relative til tarifsystemet i dag og skal betragtes som en alt

andet lige effekt af geografisk differentierede forbrugstariffer.

Tabel 5 viser, at den potentielle samfundsøkonomiske gevinst ved geografisk differentierede

forbrugstariffer er størst ved fremtidigt forbrug. Det skyldes særligt, at det er muligt at diffe-

rentiere tilslutningsbidraget, hvilket kan give incitament til, at det nye forbrug placerer sig hen-

sigtsmæssigt i forhold til elnettet.

Beregningerne viser også, at den potentielle samfundsøkonomiske gevinst er mindre, jo færre

spændningsniveauer, der åbnes op for. Den potentielle samfundsøkonomiske gevinst, der mi-

stes ved en afgrænsning til 10 kV eller transmissionsniveau er dog også behæftet med usikker-

hed, jf. tidligere beskrevne grundlag for estimaterne.

Anm.: De samfundsøkonomiske gevinster er udelukkende illustrative og har ikke en absolut værdi i kroner og øre.

KEF, Alm.del - 2021-22 - Bilag 125: Orientering om rapport fra Energistyrelsen om direkte linjer og geografisk differentierede forbrugstariffer (Opfølgning på L 67 2020-21)

KAPITEL 2: ANALYSE AF GEOGRAFISK DIFFERENTIEREDE FORBRUGSTARIFFER

Fordelingseffekter

Da det ikke er muligt at forudsige de konkrete tarifmetoder, baserer analysen sig på et kvalifi-

ceret bud om størrelsen på de geografisk differentierede forbrugstariffer, jf. afsnit 2.3. Analysen

indikerer, at de største relative fordelingseffekter ved geografisk differentierede forbrugstariffer

er blandt elkunderne på de laveste spændingsniveauer. Elkunderne på de laveste spændings-

niveauer fritages fra disse fordelingseffekter ved at begrænse muligheden for geografisk diffe-

rentierede forbrugstariffer til de højere spændingsniveauer.

Branchen kan vælge enten at differentiere tilslutningsbidraget eller den løbende tarif. Såfremt

branchen vælger at differentiere på tilslutningsbidraget, vil der ikke ske omfordelinger mellem

eksisterende elkunder, da tilslutningsbidraget betales én gang i forbindelse med tilslutningen

af nyt forbrug. Vælger branchen i stedet at differentiere den løbende tarif, indikerer analysen,

at de største relative fordelingseffekter ved geografisk differentierede forbrugstariffer er blandt

kundegrupperne på de laveste spændingsniveauer, jf. tabel 6.

Armslængdeprincippet

Det er i forbindelse med analysen undersøgt, hvorvidt lovgivningen kan begrænse mulighe-

den for geografisk differentierede forbrugstariffer til kun at gælde tilslutningen af nyt for-

brug. En sådan afgrænsning indebærer et behov for at definere juridisk, hvad der udgør de

tilslutningsomkostninger, der må differentieres geografisk. En sådan definition vil imidlertid

berøre Forsyningstilsynets kompetence til at godkende metoder for transmissions- og distri-

butionstariffer. Denne kompetence følger af elmarkedsdirektivets artikel 59, stk. 1, jf. afsnit

2.1. En model, der afgrænser til tilslutningsbidraget vurderes derfor at være forbundet med

en væsentlig risiko for ikke at være i overensstemmelse med elmarkedsdirektivet.

0,4 kV

(direkte tilsluttet i

10/0,4 kV-trans-

formerstation)

10 kV

(direkte tilsluttet i

30-50-60/10 kV-

transformersta-

tion)

30-50-60 kV

132-150-400 kV

(transmissionsnet-

tet)

4.000 kWh

250.000 kWh

Tabel 6 Eksempel på mulige fordelingseffekter for Model 2 baseret på den samlede årlige el-

regning ved geografisk differentiering af hhv. den løbende tarif og tilslutningsbidraget relativt

til i dag

Spændingsniveau

Standard el-

forbrug

Geografisk differentiering af den løbende ta-

rif

Største potentielle

stigning for den årlige reduktion for den

elregning relativt til i

samlede årlig elreg-

dag

ning ift. i dag

+ 0-27 %

- 0-9 %

+ 0-39 %

- 0-19 %

Geografisk diffe-

rentiering af til-

slutningsbidraget

1.000.000 kWh + 0-32 %

1.000.000 kWh + 0-17 %

- 0-19 %

- 0-15 %

25.000.000

kWh

50.000.000

kWh

+ 0-11 %

+ 0-5 %

- 0-14 %

- 0-12 %

Anm.: Procentsatserne viser den potentielle højeste relative stigning og højeste relative reduktion i den samlede

årlige elregning, som gennemsnitlige elkunder i de forskellige kundekategorier risikerer at få som følge af geogra-

fisk differentierede forbrugstariffer på den løbende tarif. Differentieres tilslutningsbidraget, er der ingen forde-

lingseffekt. Bemærk at de procentvise ændringer i selve forbrugstarifferne kan være betydeligt højere, men det er

vurderet mest hensigtsmæssigt og relevant at betragte de relative ændringer af den samlede elregning. De po-

tentielle ændringer i tarifbetalingerne er relative til tarifsystemet

i dag

og skal betragtes som en alt andet lige ef-

fekt af geografisk differentiering.

Hvis Energinet og netvirksomhederne kun vælger at differentiere på tilslutningsbidraget, vil der

ikke ske omfordelinger mellem eksisterende kundegrupper. Vælger de i stedet at geografisk

differentiere den løbende tarif, indikerer analysen, at de potentielle fordelingseffekter blandt

kundegrupperne falder jo højere spændingsniveau, de er tilsluttede på. Ved en afgrænsning

KEF, Alm.del - 2021-22 - Bilag 125: Orientering om rapport fra Energistyrelsen om direkte linjer og geografisk differentierede forbrugstariffer (Opfølgning på L 67 2020-21)

KAPITEL 2: ANALYSE AF GEOGRAFISK DIFFERENTIEREDE FORBRUGSTARIFFER

fra og med 10 kV, kan den samlede årlige elregning

potentielt stige med op til ca. 30 % for

nogle elkunder og falde med op til ca. 20 % for andre, hvis der udelukkende differentieres på

den løbende tarif. Ved en afgrænsning til transmissionsniveau kan den stige med op til ca. 5 %

for nogle elkunder og falde med op til ca. 10 % for andre. Beregningerne er behæftet med stor

usikkerhed og skal betragtes som et eksempel på det største udfaldsrum for mulige omforde-

linger som følge af differentieringen.

Samlet set vil en begrænsning af geografisk differentierede forbrugstariffer på baggrund af

spændingsniveau effektivt fritage de elkunder, for hvem omfordelingseffekterne potentielt er

størst.

Statens afgiftsprovenu

Ligesom ved en fuld åbning forventes det aggregerede danske elforbrug, og dermed statens

samlede afgiftsprovenu, at ligge på omtrent det samme niveau på kort sigt som i dag.

En begrænset åbning på baggrund af spændingsniveau kan potentielt medføre lavere for-

brugstariffer som følge af en mere effektiv udnyttelse af det kollektive elnet. Dette kan potenti-

elt stimulere forbruget yderligere, hvorfor statens afgiftsprovenu på sigt kan stige.

Administrerbarhed

En muliggørelse af geografisk differentierede forbrugstariffer fra og med et bestemt spæn-

dingsniveau vurderes at være en forholdsvis administrerbar model. Der kan dog være en data-

mæssig opgave af et vist omfang at gøre det IT-teknisk muligt at inddele hver enkelt elkunde

på baggrund af spændingsniveau. Ligeledes vurderes det at være administrerbart for Forsy-

ningstilsynet at godkende tarifmetoder, der indeholder et element af geografisk differentiering.

De anmeldte tarifmetoder vil fortsat skulle vise, at de geografisk differentierede dele af tarifbe-

talingen er omkostningsægte.

Delkonklusion

Potentialet for samfundsøkonomiske gevinster er større, jo flere spændingsniveauer geografisk

differentierede forbrugstariffer tillades på. Af de to analyserede spændingsniveauer opnås det

største samfundsøkonomiske potentiale derfor ved 10 kV.

Begge spændingsniveaugrænser vil sikre muligheden for at videreføre beskyttelsen af de små

kunder og særligt husholdninger fra evt. tarifstigninger, der kunne forekomme under en fuld

afskaffelse af forbuddet mod geografisk differentierede forbrugstariffer.

Begge spændingsniveaugrænser muliggør geografisk differentiering over for store forbrugsan-

læg, fx datacentre, samt nye former for store forbrugsanlæg, fx større elektrolyseanlæg, kollek-

tive varmepumper, industrielle elkedler, som alle forventes at reagere forholdsvist stærkt på

prissignaler i forbrugstarifferne.

2.3.5 Model 3: Begrænsning af tarifforskelle

Model 3 tillader en begrænset form for geografisk differentierede forbrugstariffer ved at fast-

lægge en grænse for, i hvilket omfang forbrugstarifferne må variere mellem samme kundeka-

tegorier alene på baggrund af geografi. Det betyder, at geografisk differentierede forbrugsta-

riffer tillades på alle niveauer, men at det konkrete omfang begrænses kvantitativt i lovgivnin-

gen. Med andre ord må forbrugstarifferne på tværs af samme kundekategorier maksimalt vari-

ere med +/- X % i forhold til gennemsnittet.

Model 3 kan skabe sikkerhed for, at geografisk differentierede forbrugstariffer ikke vil resultere

i uønskede store omfordelingseffekter mellem elkunder på grund af deres geografiske place-

ring.

Fastsættelse af grænse for maksimal variation af tarifferne

Fordelen ved denne model er, at grænsen for den maksimale variation mellem elkundernes ta-

riffer frit kan sættes. Det er imidlertid også udfordringen. Da det ikke er muligt at forudse,

hvordan de konkrete geografisk differentierede forbrugstariffer indrettes, er der stor risiko for

at fastsætte en grænse, der ikke er meningsfuld.

Hvis modellen skal medføre de samfundsøkonomiske gevinster, som geografisk differentierede

forbrugstariffer kan bidrage med, er det vigtigt at sætte grænsen højt nok, så Energinet og

netvirksomhederne reelt får mulighed for at differentiere. På den anden side vil en for høj

grænse risikere at give nogenlunde samme omfordelinger som en fuld åbning.

Matematisk vil de procentvise ændringer i tarifferne være større end de procentvise ændringer i den

samlede årlige elregning.

KEF, Alm.del - 2021-22 - Bilag 125: Orientering om rapport fra Energistyrelsen om direkte linjer og geografisk differentierede forbrugstariffer (Opfølgning på L 67 2020-21)

KAPITEL 2: ANALYSE AF GEOGRAFISK DIFFERENTIEREDE FORBRUGSTARIFFER

Denne analyse tager udgangspunkt i et valg af +/- 30 %. Dvs., at geografisk differentiering ikke

må lede til ændringer i den samlede tarifbetaling på mere end +/- 30 %.

Juridiske udfordringer

Denne model giver anledning til overvejelser om, hvorvidt kompetenceforbeholdet i forhold til

Forsyningstilsynet enekompetence til at godkende tariffer respekteres.

En kvantitativ begrænsning vil nødvendigvis skulle fastsættes ved lov eller i medfør af lov for at

være bindende for netvirksomhederne og Energinet. Der ville dermed være tale om lovregler,

som direkte binder de tarifmetoder og priser, som Forsyningstilsynet godkender. En sådan re-

gulering vurderes at kunne udgøre en instruks til Forsyningstilsynet i forhold til hvilke tarifni-

veauer, de kan godkende, og der vil dermed kunne være tale om en egentlig hindring for For-

syningstilsynets udøvelse af beføjelser i elmarkedsdirektivets artikel 59. Dette er en væsentlig

juridisk udfordring for Model 3.

Samfundsøkonomi

En begrænsning af de tilladte tarifforskelle muliggør ikke det fulde økonomiske potentiale ved

geografisk differentiering. Til gengæld vil geografisk differentiering være mulig på alle spæn-

dingsniveauer inden for det tilladte interval.

Modellens begrænsninger af mulige tarifvariationer gør det tvivlsomt i hvilket omfang, det

samfundsøkonomiske potentiale er realiserbart. Det skyldes, at det er usikkert, om det er mu-

ligt at sende et tilstrækkeligt stærkt prissignal under de givne fastsatte grænser, til enten at få

nyt forbrug til at placere sig mere hensigtsmæssigt i elnettet, eller at få eksisterende elkunder

til at ændre deres forbrugsadfærd.

Nedenfor sammenlignes de estimerede samfundsøkonomiske gevinster ved en begrænsning

på +/-30 % med de andre modeller. Beregningerne af de samfundsøkonomiske gevinster ved

denne model er, som ved de andre modeller, behæftede med stor usikkerhed.

Tabel 7 Potentielle samfundsøkonomiske gevinster ved geografisk differentierede forbrugsta-

riffer

Scenarie

Fuld åbning

Afgrænsning til 10 kV

Afgrænsning til trans-

missionsniveau

Begrænsning af tarif-

forskelle

Eksisterende forbrug: Ad-

færdsændringer

0-20 mio. kr. pr. år

0-1 mio. kr. pr. år

0-2 mio. kr. pr. år

Fremtidigt forbrug: Adfærdstilpasninger og

geografisk placering

0-153 mio. kr. pr. år

0-46 mio. kr. pr. år

0-39 mio. kr. pr. år

0-153 mio. kr. pr. år

Anm.: Beregningerne tager udgangspunkt i et eksempel på mulig geografisk differentiering. Da det i sidste ende

er op til Energinet og netvirksomhederne at udvikle tarifmetoderne og Forsyningstilsynet at godkende dem, er

tallene behæftede med stor usikkerhed. For det eksisterende forbrug tages der udgangspunkt i den løbende tarif

For fremtidigt forbrug sondre den konkrete beregning ikke mellem, hvilket tarifelement der differentieres. De po-

tentielle adfærdsændringer er relative til tarifsystemet i dag og skal betragtes som en alt andet lige effekt af geo-

grafisk differentierede forbrugstariffer.

Tabel 7 viser, at den potentielle samfundsøkonomiske gevinst ved muligheden for geografisk

differentierede forbrugstariffer er størst ved fremtidigt forbrug. Det skyldes særligt, at der er

mulighed for at differentiere betalingen for den initiale nettilslutning for nyt stort forbrug, hvil-

ket kan give incitament til, at det nye store forbrug placerer sig hensigtsmæssigt i forhold til

elnettet.

Beregningerne viser også, at den potentielle samfundsøkonomiske gevinst for differentiering af

eksisterende forbrug er mindre ved denne model end ved fuld åbning, men potentielt større

end ved begrænsning ved spændingsniveauer. Den potentielle samfundsøkonomiske gevinst,

man herved går glip af er imidlertid også behæftet med usikkerhed. Det skyldes, at den fulde

potentielle samfundsøkonomiske gevinst ved denne model først opnås, hvis elkunder på de

lave spændingsniveauer (fx husholdninger) også formår at reagere på prissignalerne ved enten

at placere sig et andet sted eller tilpasse sit forbrug.

Modsat Model 1 og 2 begrænser denne model muligheden for fuldt at geografisk differentiere

elkunderne på de højere spændingsniveauer, da den lægger et loft over den maksimale varia-

tion for alle niveauer inkl. transmissionsniveau. Herved går man glip at en potentiel samfunds-

økonomisk gevinst, der givetvis er mere realistisk at opnå, da disse elkunder hovedsageligt be-

står af store erhvervskunder, der kan opnå store selskabsøkonomiske gevinster ved at reagere

på prissignalerne.

KEF, Alm.del - 2021-22 - Bilag 125: Orientering om rapport fra Energistyrelsen om direkte linjer og geografisk differentierede forbrugstariffer (Opfølgning på L 67 2020-21)

KAPITEL 2: ANALYSE AF GEOGRAFISK DIFFERENTIEREDE FORBRUGSTARIFFER

Fordelingseffekter

Modsat de andre modeller sætter denne model en grænse for fordelingseffekterne. Det er ikke

muligt at forudsige, om Energinet og netvirksomhederne udarbejder tarifmetoder, der udnytter

den fulde tarifforskel, men det kan forventes, at de ikke går over den fastsatte grænse på fx 30

%. Analysen tager udgangspunkt i samme forventning om en fremtidig tarifændring som for

de andre modeller, men lægger en begrænsning på de maksimale variationer i tarifferne, jf. ta-

bel 8.

Tabel 8 Eksempel på mulige fordelingseffekter for model 3 baseret på den samlede årlige el-

regning ved geografisk differentiering af hhv. den løbende tarif og tilslutningsbidraget relativt

til i dag

Spændingsniveau

Standard elfor-

brug

Geografisk differentiering af den løbende

tarif

Største relative

Største relative re-

stigninger for den duktioner for den

årlige elregning

samlede årlig elreg-

relativt til i dag

ning relativt til i dag

+ 0-4 %

- 0-4 %

+ 0-8 %

- 0-8 %

Ændringer i den år-

lige elregning relativt

til i dag ved geogra-

fisk differentiering af

tilslutningsbidraget

Afhængig af den fastsatte grænse for tarifforskelle, kan modellen kontrollere omfanget af for-

delingseffekter. I ovenstående eksempel er den maksimale potentielle stigning i forbrugstarif-

ferne som følge af geografisk differentiering 30 %. Beregningerne er behæftet med stor usik-

kerhed og skal betragtes som et eksempel på det største udfaldsrum for mulige omfordelinger

som følge af differentieringen.

Et loft over de maksimale tarifændringer som følge af geografisk differentierede forbrugstarif-

fer vil ikke fritage nogen forbrugergrupper fra omfordelingseffekter.

Statens afgiftsprovenu

Som ved de andre to modeller forventes det akkumulerede danske elforbrug ikke at ændre sig

på kort sigt, hvorfor statens samlede afgiftsprovenu heller ikke forventes ændret.

På længere sigt kan denne model føre til mere omkostningsægte forbrugstariffer og potentielt

også lavere forbrugstariffer samlet set. Dette vil i givet fald kunne stimulere elforbruget og po-

tentielt øge det samlede afgiftsprovenu.

Administrerbarhed

En begrænsning af mulige tarifforskelle som følge af geografisk differentierede forbrugstariffer

vurderes at være en forholdsvis kompleks at implementere i praksis. Det skyldes særligt to for-

hold:

For det første er det en svær opgave at definere det konkrete loft over de maksimale tilladte

1.000.000 kWh

+ 0-7 %

+ 0-5 %

- 0-7 %

- 0-5 %

0,4 kV

(direkte tilsluttet i

10/0,4 kV-transfor-

merstation)

10 kV

(direkte tilsluttet i

30-50-60/10 kV-

transformerstation)

30-50-60 kV

132-150-400 kV

(transmissionsnettet)

4.000 kWh

250.000 kWh

variationer. Dette forudsætter et kendskab til fremtidige metoder for forbrugstariffer, som ikke

kendes i dag. Sættes grænsen for lavt, risikeres det ikke have nogen samfundsøkonomisk ef-

fekt i forhold til i dag. Sættes grænsen omvendt for højt, risikeres det at medføre store omfor-

delingseffekter.

En anden udfordring er definitionen af, hvilket referencepunkt modellen skal anvende. I eksem-

plet nedenfor illustreres en maksimal ændring i Energinets samlede net- og systemtarif (i dag

11 øre/kWh) som følge af geografisk differentiering. Det vurderes imidlertid kun sandsynligt, at

Energinet vil geografisk differentiere deres nettarif (i dag 4,9 øre/kWh). Anvendes nettariffen

som referencepunkt for Energinets maksimalt tilladte differentiering, vil variationen i øre altså

være væsentlig lavere. En administrativ udfordring for implementeringen af model 3 er derfor

fastsættelsen af referencepunktet. Et andet eksempel på udfordringen ved referencepunktet er,

at elkunder på distributionsniveau både betaler et fast beløb for abonnement samt en løbende

25.000.000 kWh

50.000.000 kWh

+ 0-5 %

+ 0-4 %

- 0-5 %

- 0-4 %

Anm.: Procentsatserne viser den potentielle højeste relative stigning og højeste relative reduktion i den samlede

årlige elregning, som gennemsnitlige elkunder i de forskellige kundekategorier risikerer at få som følge af geogra-

fisk differentierede forbrugstariffer på den løbende tarif. Differentieres tilslutningsbidraget, er der ingen forde-

lingseffekt. Bemærk at de procentvise ændringer i selve forbrugstarifferne kan være betydeligt højere, men det er

vurderet mest hensigtsmæssigt og relevant at betragte de relative ændringer af den samlede elregning. De po-

tentielle ændringer i tarifbetalingerne er relative til tarifsystemet

i dag

og skal betragtes som en alt andet lige ef-

fekt af geografisk differentiering.

KEF, Alm.del - 2021-22 - Bilag 125: Orientering om rapport fra Energistyrelsen om direkte linjer og geografisk differentierede forbrugstariffer (Opfølgning på L 67 2020-21)

KAPITEL 2: ANALYSE AF GEOGRAFISK DIFFERENTIEREDE FORBRUGSTARIFFER

nettarif. Matematisk kan det derfor føre til forskellige begrænsninger afhængig af, om man fx

tager udgangspunkt i den gennemsnitlige, effektive betaling i øre/kWh for den enkelte el-

kunde, eller den marginale betaling for den sidste forbrugte kilowattime.

Eksempel på ændring i Energinets samlede net- og systemtarif ved en grænse på +/- 30 %

En grænse på +/- 30 % kan medføre, at Energinets gennemsnitlige samlede net- og sy-

stemtarif på 11 øre/kWh maksimalt må fastsættes til ca. 14,3 øre/kWh og som minimum må

være 7,7 øre/kWh på baggrund af geografi.

Delkonklusion

En begrænsning af mulige tarifforskelle vurderes ikke at være hensigtsmæssig. For det første

vurderes modellen at være meget kompleks og svær at implementere i praksis. For det andet

er det tvivlsomt, hvorvidt regeringen og Folketinget har kompetence til at fastsætte sådan en

grænse. En begrænsning af mulige tarifforskelle vil nødvendigvis skulle fastsættes ved lov eller

i medfør af lov for at være bindende for netvirksomhederne og Energinet. Der ville dermed

være tale om lovregler, som direkte binder de tarifmetoder og priser, som Forsyningstilsynet

godkender. Der vil dermed kunne være tale om en egentlig hindring for Forsyningstilsynets

udøvelse af beføjelser i elmarkedsdirektivets art. 59.

Afgiftsprovenu

Fordelingseffekter

Vurderingskriterie

Samfundsøko-

nomi

Model 1: Fuld åbning

Model 3: Begrænsning af

tarifforskelle

Ved en fuld åbning

Størrelsen på de sam-

kan det fulde sam-

fundsøkonomiske gevin-

fundsøkonomiske po-

ster afhænger af den

tentiale udnyttes.

valgte grænse for tariffor-

skelle.

Der forventes at opstå Ingen fordelingseffekter for

Der forventes at opstå

omfordelingseffekter

husholdninger og virksom-

omfordelingseffekter mel-

mellem elkunder af-

heder tilsluttet under det

lem elkunder afhængigt

hængigt af, i hvilket

valgte spændingsniveau.

af, i hvilket omfang Ener-

omfang Energinet og

Der kan opstå omfordelings- ginet og netvirksomhe-

netvirksomhederne

effekter mellem virksomhe-

derne udnytter mulighe-

udnytter muligheden

der tilsluttet over det valgte den for geografisk diffe-

for geografisk diffe-

spændingsniveau afhængigt rentiering, og om der dif-

rentiering, og om der af, i hvilket omfang Energi-

ferentieres på tilslutnings-

differentieres på til-

net og netvirksomhederne

bidraget eller den løbende

slutningsbidraget eller udnytter muligheden for

tarif.

den løbende tarif.

geografisk differentiering,

og om der differentieres på Modellen sætter en valgt

tilslutningsbidraget eller den grænse for den maksimale

løbende tarif.

tilladte omfordeling.

Afgiftsprovenuet for-

Afgiftsprovenuet forventes

ventes ikke at blive

ikke at blive påvirket nega-

ikke at blive påvirket ne-

påvirket negativt.

tivt

gativt.

Modellen vurderes at

Modellen vurderes at være

Modellen vurderes at

være en enkel og ad- en forholdsvis enkel og ad-

være en forholdsvis kom-

ministrerbar model for ministrerbar model for Ener- pleks at implementere i

Energinet, netvirksom- ginet, netvirksomhederne og praksis.

hederne og Forsy-

Forsyningstilsynet.

ningstilsynet.

Model 2: Begrænsning pba.

spændingsniveau

Størrelsen på de samfunds-

økonomiske gevinster af-

hænger af det valgte spæn-

dingsniveau.

2.4 Opsummering

Dette kapitel har analyseret tre muligheder for geografisk differentierede forbrugstariffer: Fuld

åbning, begrænsning på baggrund af spændingsniveau og begrænsning af tarifforskelle. Ne-

denfor er oplistet en oversigt over vurderingen af de tre modeller.

Administrerbar-

hed

KEF, Alm.del - 2021-22 - Bilag 125: Orientering om rapport fra Energistyrelsen om direkte linjer og geografisk differentierede forbrugstariffer (Opfølgning på L 67 2020-21)

KAPITEL 3: ANALYSE AF DIREKTE LINJER

KAPITEL 3: ANALYSE AF DIREKTE

LINJER

Dette kapitel analyserer muligheden for at

fastholde, justere

eller

afskaffe

de gældende regler for

direkte linjer i forhold til samspil mellem forbrug og produktion i elsystemet. Vurderingen fore-

tages ud fra de fire kriterier: samfundsøkonomi, fordelingsvirkninger, statens afgiftsprovenu og

administrerbarhed.

Kapitlet er opdelt i to hovedafsnit 1) en beskrivelse af gældende regler og muligheden for at

justere eller afskaffe disse og 2) en konsekvensvurdering af mulighederne for at ændre gæl-

dende regler. I sidstnævnte afsnit defineres først de fire vurderingskriterier. Herefter vurderes

konsekvenserne for hhv. en fastholdelse, justering, eller afskaffelse af gældende regler.

Det følger af elforsyningsloven, at der kun kan etableres direkte elforsyningsnet efter tilladelse

fra klima-, energi-, og forsyningsministeren, hvis ansøgeren forinden har fået afslag på en an-

modning om transport af elektricitet gennem det kollektive elforsyningsnet.

I praksis kan der ikke henvises til eksempler på sådanne tilladelser, idet enhver har ret til at an-

vende det kollektive elforsyningsnet til transport af elektricitet imod betaling. Netvirksomhe-

derne kan derfor ikke give afslag, som foreskrevet i bestemmelsen om direkte elforsyningsnet i

elforsyningsloven.

3.2 Mulighed for at ændre gældende regler

Muligheden for at justere eller afskaffe gældende regler for direkte linjer skal ses i lyset af di-

rektivets bestemmelser herom.

Direkte linjer

Elmarkedsdirektivets artikel 2 – Direkte linjer

3.1 Gældende regler

Den danske elforsyning er i dag opbygget under hensynet til det kollektive fællesskab. Tilgan-

gen har gennem årene sikret udbredelse af elinfrastruktur til alle områder i Danmark – også

der, hvor der ikke er et selskabsøkonomisk incitament til etablering af elnet. Tilgangen betyder

dog samtidig, at der er begrænsede muligheder for, at andre aktører end kollektive elforsy-

ningsvirksomheder kan eje, drive eller etablere elnet.

Elmarkedsdirektivet (herefter direktivet) indeholder en mulighed for at etablere direkte linjer.

Direkte linjer er en elektricitetsforbindelse, der gør det muligt at sammenkoble produktion og

forbrug direkte uden, at elektriciteten først transporteres gennem det kollektive elnet. Direkti-

vets bestemmelser om direkte linjer er implementeret i elforsyningsloven (som ”direkte elforsy-

ningsnet”).

Direkte elforsyningsnet

Elforsyningsloven § 5, stk. 1, nr. 8.

Direkte elforsyningsnet: Elforsyningsnet, som er beregnet til levering af elektricitet fra en el-

produktionsvirksomhed til en anden elproduktionsvirksomhed eller bestemte elkunder, og

som helt eller delvis erstatter benyttelsen af det kollektive elforsyningsnet.

41) »direkte linje«: enten en elektricitetsforbindelse, der forbinder et isoleret produktionsan-

læg med en isoleret kunde, eller en elektricitetsforbindelse, som forbinder en producent og

en elektricitetsleveringsvirksomhed med henblik på direkte levering af deres egne faciliteter,

dattervirksomheder og kunder.

Elmarkedsdirektivets artikel 7 - Direkte linjer



Medlemsstaterne træffer de nødvendige foranstaltninger med henblik på at muliggøre:

at alle producenter og elektricitetsleveringsvirksomheder, der er etableret på

deres område, kan forsyne deres egne faciliteter samt deres dattervirksomhe-

der og kunder via en direkte linje uden at blive udsat for uforholdsmæssige

administrative procedurer eller omkostninger.

at enhver kunde på deres område individuelt eller i fællesskab kan blive forsy-

net med elektricitet fra producenter og elektricitetsleveringsvirksomheder via

en direkte linje.



Medlemsstaterne fastsætter kriterierne for meddelelse af bevillinger til etablering af di-

rekte linjer på deres område. Disse kriterier skal være objektive og ikke-forskelsbehand-

lende.

KEF, Alm.del - 2021-22 - Bilag 125: Orientering om rapport fra Energistyrelsen om direkte linjer og geografisk differentierede forbrugstariffer (Opfølgning på L 67 2020-21)

KAPITEL 3: ANALYSE AF DIREKTE LINJER



Muligheden for at levere elektricitet via en direkte linje, jf. denne artikels stk. 1, berører

ikke muligheden for at indgå elektricitetsleveringsaftaler i henhold til artikel 6.

Medlemsstaterne kan meddele bevillinger til etablering af en direkte linje betinget af

enten, at systemadgang er blevet nægtet på grundlag af artikel 6, eller at der indledes

en tvistbilæggelsesprocedure i henhold til artikel 60, alt efter omstændighederne.



Medlemsstaterne kan nægte at meddele bevilling til etablering af en direkte linje, hvis

en sådan bevilling ville vanskeliggøre anvendelsen af bestemmelserne om forpligtelser

til offentlig service i artikel 9. Et sådant afslag skal begrundes behørigt.

Direktivets rammer for direkte linjer skelner hverken mellem distribution og transmission eller

mellem direkte linjer på land eller til havs. Direkte linjer kan således både etableres i forbin-

delse med energi på land, havvind samt i fremtiden i forbindelse med energiøer.

For at sikre lige adgang til elinfrastruktur er det kollektive elforsyningsnet omfattet af krav om

tredjepartsadgang, hvilket betyder, at enhver har ret til at anvende det kollektive elnet til trans-

port af elektricitet mod betaling. Aktører, der etablerer en direkte linje, er ikke underlagt

samme pligt til at give tredjeparter adgang til linjen. Aktørerne har dog fortsat ret til at an-

vende det kollektive elnet til transport af elektricitet mod betaling.

Direkte linjer ses derfor alene som en mulighed for at anlægge nye elektricitetsforbindelser,

der kan

supplere

det kollektive elnet.

Antal aktører

Det følger af direktivets definition af direkte linjer, at der skal være tale om en ”elektricitetsfor-

bindelse” og ikke et ”net”. Det begrænser antallet af aktører, der kan koble elforbrug og -pro-

duktion med en direkte linje til én eller to aktører, så det sikres, at linjen ikke får karakter af et

distributions- eller transmissionssystem. Kun under visse snævre rammer giver direktivet mulig-

hed for, at flere end to aktører kan koble produktion og forbrug direkte, hvilket vil bero på en

konkret vurdering. I udgangspunktet vil maksimalt 3-4 elkunder kunne kobles med parallelle

direkte linjer til ét produktionsanlæg, før konstellationen får karakter af et distributions- eller

transmissionssystem. Figur 7 illustrerer forskellige konstellationer af direkte linjer og antal aktø-

rer, hvor produktions- og forbrugsanlæg kan have samme ejer eller forskellige ejer

Adgang til det kollektive elnet

Direktivets rammer sikrer, at aktører, der etablerer en direkte linje, fortsat har ret til at være

koblet på det kollektive elnet. Fx kan en producent, der forsyner en kunde via en direkte linje,

samtidig levere til andre kunder via en særskilt kobling til det kollektive elnet. Ligeledes kan en

kunde, der får (en del) af sit forbrug leveret via en direkte linje, være koblet til det kollektive el-

net og herved dække (resten) af sit forbrug derfra. Det kan fx være aktuelt i tilfælde, hvor vin-

den ikke blæser eller solen ikke skinner. Derudover gælder, at den producerede el ikke må

have en alternativ fysisk rute hen til forbruget end den direkte linje. Samspillet mellem direkte

linjer og aktørernes samtidige tilslutning til det kollektive elnet kan illustreres med konstellatio-

nerne i Figur 8.

Flere producenter og én elkunde

Én producent og én elkunde

Figur 7 Eksempel på kobling af forbrug og produktion med direkte linjer (blå nedenfor)

1-2 aktører

Flere end 2 aktører

Én producent og flere elkunder

KEF, Alm.del - 2021-22 - Bilag 125: Orientering om rapport fra Energistyrelsen om direkte linjer og geografisk differentierede forbrugstariffer (Opfølgning på L 67 2020-21)

KAPITEL 3: ANALYSE AF DIREKTE LINJER

Afhængig af den konkrete tarifmodel skal der ikke betales tariffer af den el, der forbruges og

produceres uden brug af det kollektive elnet. Der skal dog fortsat betales tariffer af den el, der

trækkes fra og leveres til det kollektive elnet.

Figur 8 Samspil mellem direkte linjer (blå) og kollektivt elnet (gul)

Nedenfor følger først en nærmere redegørelse af de fire parametre. Efterfølgende vurderes

hhv. en

fastholdelse, justering og afskaffelse

af gældende regler for direkte linjer ud fra para-

metrene.

3.3.1 Definition af parametre

Samfundsøkonomi

Ved en samfundsøkonomisk konsekvensvurdering forstås en vurdering af

alle

de samfunds-

økonomiske fordele og ulemper ved et tiltag. I nærværende analyse måles de samfundsøkono-

miske gevinster alene som det reducerede netudbygningsbehov, eller andre besparelser i el-

nettet, som en tilladelse til direkte linjer kan give anledning til. Det skyldes, at en højere grad af

Objektive og ikke-forskelsbehandlende kriterier

Udover at direktivet begrænser omfanget af aktører, er det op til den enkelte medlemsstat at

fastsætte objektive og ikke-forskelsbehandlende kriterier for, hvornår direkte linjer kan tillades.

Disse kriterier kan understøtte øvrige hensyn i forhold til etablering af direkte linjer, fx sam-

fundsøkonomi.

Der kan være andre fordele og ulemper ved direkte linjer end netbesparelser. Direkte linjer kan

potentielt fremme grønne teknologier til elektrificering af transport og varmesektoren, fx via

samplacering via direkte kobling af elproduktion og samtidigt elforbrug potentielt kan redu-

cere udbygningen af elinfrastruktur og derved sikre en mere omkostningseffektiv udnyttelse af

det kollektive elnet til gavn for samfundsøkonomien. De samfundsøkonomiske ulemper er kon-

kretiseret som etableringsomkostninger, tilslutningsbidrag, netforstærkning ved tilslutning mv.

3.3 Vurdering af modeller for direkte linjer

I nærværende afsnit vurderes de tre modeller for hhv. en

fastholdelse, justering

afskaffelse

de gældende regler for direkte linjer både kvalitativt og kvantitativt.

fastholdelse

indebærer, at der i praksis ikke kan etableres direkte linjer mellem forbrug og

produktion. En

justering

betyder, at gældende regler erstattes med flere objektive og ikke-for-

skelsbehandlende kriterier, som kan understøtte identificerede hensyn. En

afskaffelse

forstås

som en markant åbning for adgangen til etablering af direkte linjer, hvor der ikke stilles krav

om opfyldelse af objektive og ikke-forskelsbehandlende kriterier for direkte linjer.

Modellerne vurderes i forhold til de i tillægsbetænkningen fastsatte hensyn:



Samfundsøkonomi

Fordelingsvirkninger

Statens afgiftsprovenu

Administrerbarhed

PtX og varmepumper. Det skyldes, at direkte linjer kan medføre en mere rentabel business-

case for grønne teknologier. Dette kan medføre en øget udbygning af vedvarende energi, som

kan medføre reducerede CO

-udledninger. Det vurderes dog ikke muligt præcist at anslå ef-

fekten. Derfor indgår der ikke en CO

-beregning i den kvantitative analyse.

Fordelingsvirkninger

De fordelingsmæssige effekter opstår ved, at aktører, der etablerer direkte linjer, forventes at

betale færre tariffer til det kollektive elnet, end hvis de alene var tilsluttet det kollektive elnet.

Den reducerede tarifbetaling kan isoleret set efterlade de resterende kunder med en større be-

taling til det kollektive elnet, da omkostningerne til drift og vedligehold alt andet lige ikke nød-

vendigvis falder tilsvarende.

Fordelingseffekterne kan variere kraftigt afhængigt af den konkrete direkte linje og netforhol-

dene, hvor den direkte linje etableres. Der forventes større fordelingseffekter i tilfælde, hvor el-

KEF, Alm.del - 2021-22 - Bilag 125: Orientering om rapport fra Energistyrelsen om direkte linjer og geografisk differentierede forbrugstariffer (Opfølgning på L 67 2020-21)

KAPITEL 3: ANALYSE AF DIREKTE LINJER

nettet i forvejen er udbygget til at håndtere det tilsluttede forbrug og produktion, der efterføl-

gende kobles direkte. Her vil en direkte kobling betyde, at aktørerne betaler mindre for det

kollektive elnet samtidig med, at der opstår ledig kapacitet i elnettet, som ikke udnyttes. Om-

vendt kan fordelingseffekterne være mindre i tilfælde, hvor et overbelastet elnet aflastes ved,

at ny produktion kobles direkte til eksisterende eller nyt forbrug.

Nærværende analyse vurderer ikke, hvorvidt en ændring af gældende regler for direkte linjer

medfører en øget elproduktion og eller et større elforbrug i forhold til en situation, hvor reg-

lerne ikke ændres. Hvis det forventes, at elforbruget og produktionen øges, kan det alt andet

lige også medføre reducerede tarifbetalinger for de eksisterende kunder. Det skyldes, at tarif-

grundlaget vil være større, uden at omkostningsbasen nødvendigvis vokser tilsvarende, hvilket

kan reducere den gennemsnitlige tarifbetaling for eksisterende kunder. Fordelingen på de en-

kelte netbrugere vil dog afhænge af den konkrete tarifmodel.

De fordelingsmæssige konsekvenser er beregnet på baggrund af gældende tarifdesign. Det

skyldes, som tidligere beskrevet, at Energinet og netvirksomhederne har kompetencen til at

fastsætte konkrete tarifmodeller, hvorfor Energistyrelsen ikke har indsigt i alle fremtidige tarif-

ændringer. Derfor kan en fordelingsanalyse, hvor der antages andre tarifstrukturer risikere at

blive hypotetisk.

De selskabsøkonomiske fordele afhænger af omkostningerne til etablering, drift og vedlige-

hold samt, hvilke tarifbesparelser der opnås ved at etablere en direkte linje frem for at anvende

det kollektive elnet. En ændring af tarifferne, fx som følge af geografisk differentierede for-

brugstariffer eller en øget grad af kapacitetsbetaling, kan dermed potentielt ændre business-

casen for både kommende- og allerede etablerede direkte linjer.

Energinet og netvirksomhederne arbejder for en mere omkostningsægte tarifering inden for

gældende lovgivning, som også kan påvirke omfanget af omfordelingseffekterne, fx kapaci-

tetsbetaling.

Statens afgiftsprovenu

I dag er det kun egenproducenter, som ejer sit eget produktionsanlæg, der kan fritages fra at

betale elafgift,

jf. kapitel 4.

Aktører, der

ikke

kan klassificeres som egenproducenter, skal betale

elafgift. Tilladelse til etablering af en direkte linje medfører således ikke i sig selv fritagelse fra



Hensynene vurderes i større eller mindre omfang at kunne blive realiseret med nedenstående

administrationsmodeller:



Standardiseret: Ansøgningsprocessen standardiseres, hvor ansøgningen godkendes

automatisk, såfremt nærmere fastlagte objektive og ikke-forskelsbehandlende krite-

rier er opfyldt. Denne tilgang vil lette administrationen.

Individuel behandling: Ansøgningen kan behandles individuelt af fx Energistyrelsen.

Ansøgningen vurderes i sin helhed ud fra objektive og ikke-forskelsbehandlende kri-

terier. Denne tilgang vil være mere administrationstung.

Hvis der etableres en standardiseret ansøgningsmodel for alle projekter, kan hensynet til reali-

sering af samfundsøkonomiske gevinster ikke sikres i samme omfang, som en individuel be-

handling kan. Omvendt risikerer en ansøgningsmodel, der udelukkende er baseret på indivi-

duel behandling, at medføre en uforholdsmæssig administrativ byrde i forhold til værdien af

godkendelsen. Det kan forsinke projektrealisering og pålægge både myndighed og aktører

unødvendige administrative omkostninger. Ved at kombinere en standardiseret og individuel

behandling af projekter vurderes både hensynet til realisering af samfundsøkonomiske gevin-

ster og en administrerbar ordning i højere grad at kunne sikres.

Tilladelser til etablering af direkte linjer kan gebyrfinansieres for så vidt angår omkostningerne

til administration af de

individuelt

behandlede ansøgninger.

at betale elafgift. En tilladelse til etablering af direkte linjer vil derfor

isoleret set

ikke ændre sta-

tens elafgift.

Statens indtægter påvirkes kun, hvis tilladelsen til direkte linjer medfører et øget nationalt el-

forbrug. Det vurderes dog ikke muligt at kvantificere den yderligere effekt på elforbruget, som

en tilladelse af direkte linjer vil medføre, hvorfor effekten ikke indgår i analysen.

Administrerbarhed

Hvad angår administrationen af tilladelse til etablering af direkte linjer er der identificeret to

overvejende hensyn. For det første at sikre realisering af samfundsøkonomiske gevinster ved

direkte linjer og for det andet at sikre en administrerbar tilgang.

KEF, Alm.del - 2021-22 - Bilag 125: Orientering om rapport fra Energistyrelsen om direkte linjer og geografisk differentierede forbrugstariffer (Opfølgning på L 67 2020-21)

KAPITEL 3: ANALYSE AF DIREKTE LINJER

3.3.2 Modeller for en ændring af gældende regler for direkte linjer

I nærværende afsnit vurderes følgende tre modeller:

Fastholdelse af gældende regler, afsnit 3.3.3

Justering af gældende regler, afsnit 3.3.4

Afskaffelse af gældende regler, afsnit 3.3.5

Formålet med indeværende afsnit er at identificere og operationalisere relevante objektive og

ikke-forskelsbehandlende kriterier, som kan danne rammerne for en justering eller afskaffelse

af gældende regler.

I det følgende gennemgås først tilgangen til den kvantitative analyse, herunder caseberegnin-

gerne, hvorefter de tre modeller uddybes.

KEF, Alm.del - 2021-22 - Bilag 125: Orientering om rapport fra Energistyrelsen om direkte linjer og geografisk differentierede forbrugstariffer (Opfølgning på L 67 2020-21)

KAPITEL 3: ANALYSE AF DIREKTE LINJER

Model 1: Fastholdelse

Mekanisme:

Gældende regler fastholdes, hvor der i praksis ikke tillades di-

rekte linjer.

Model 2: Justering

Mekanisme:

Direkte linjer kan tillades gennem hhv. en standardiseret og

en individuel ansøgning afhængig af projektets kompleksitet.

Der kan opstilles ansøgningsparametre, der skal sikre, at det

så vidt muligt kun er projekter, som på gældende tidspunkt

giver samfundsøkonomiske gevinster, der realiseres. Paramet-

rene kan fx være:



Afstandskrav på den direkte linje mellem forbrug og pro-

duktion.



Netbesparelser som følge af samtidighed mellem forbrug

og produktion.



Hvorvidt der er tale om nye eller eksisterende forbrugs-

og produktionsanlæg.



Hensigtsmæssighed i forhold til belastning i det kollek-

tive elnet.

Model 3: Afskaffelse

Mekanisme:

Direkte linjer tillades gennem hhv. en standardiseret og en in-

dividuel ansøgning uden yderligere krav, end at tilladelsen

skal være i tråd med direktivets overordnede formål og prin-

cipper.

Det betyder, at direkte linjer på distributionsnettet med max 2

aktører kan tillades automatisk via en standardiseret ansøg-

ningsproces.

For direkte linjer på transmissionsnettet, samt for alle projek-

ter med over 2 aktører, sker tilladelse via en individuel be-

handling, der skal sikre, at linjen hverken får karakter af et di-

stributionsnet eller er en de facto omgåelse af direktivets

grundlæggende krav og principper for transmissionsnet.

Hensyn:

Hensynet til kollektivitetsprincippet, hvor alle betaler i fælles-

skab til det kollektive elnet, fastholdes.

Væsentligste styrker:

Fastholdelse af kollektivitetsprincippet og derved ingen

fordelingseffekter

Væsentligste svagheder:

Risikerer at medføre væsentlige unødvendige udbygnin-

ger af elnettet, hvis ikke der gives andet incitament til

samplacering

Risikerer at forsinke den grønne omstilling på grund af

mindre fleksibilitet for tilslutning af VE-produktion og

forbrug

Hensyn:

Modellen kan sikre, at det så vidt muligt kun er projekter, der

medfører samfundsøkonomiske gevinster i form af netbespa-

relser, der realiseres.

Hensyn:

Udfordringer ved implementering:

Få udfordringer da nuværende regler fastholdes.

Modellen understøtter den videst mulige åbning for adgang

til at etablere direkte linjer og et kraftigt selskabsøkonomisk

incitament til etablering af direkte linjer.

Væsentligste styrker:

Kraftige selskabsøkonomiske fordele for kobling af VE-

produktion og forbrug ved direkte linjer

Større incitament til at samplacere forbrug og produktion

Større sikkerhed for, at samfundsøkonomiske potentialer

ved direkte linjer realiseres

Kan mindske behovet for udbygning af det kollektive el-

net, trods øget elektrificering

Begrænsede fordelingsmæssige effekter

Væsentligste svagheder:

Samfundsøkonomiske hensyn kan ikke tilgodeses

Risiko for store fordelingsmæssige konsekvenser

Ineffektiv netplanlægning

Betydelig risiko for etablering af ”for meget” elnet (så-

kaldte parallelle net).

Udfordringer ved implementering:

Forholdsvis omfattende lovgivningsarbejde for at fastsætte

rammer for ansøgningsprocedure og betingelser for godken-

delse.

Udfordringer ved implementering:

Forholdsvis omfattende lovgivningsarbejde for at fastsætte

rammer for ansøgningsprocedure. Selvom der ikke etableres

betingelser for godkendelse, skal der fastsættes rammer, der

sikrer overholdelse af forvaltningsrettens principper om bl.a.

ligebehandling af ens sager. Dette kan være et forholdsvis

omfattende arbejde at sikre.

KEF, Alm.del - 2021-22 - Bilag 125: Orientering om rapport fra Energistyrelsen om direkte linjer og geografisk differentierede forbrugstariffer (Opfølgning på L 67 2020-21)

KAPITEL 3: ANALYSE AF DIREKTE LINJER

Tilgang

Energinet og Implement Consulting Group har på vegne af Energistyrelsen foretaget kvantita-

tive analyser på hhv. transmissions- og distributionsnettet med henblik på at identificere og

kvantificere de samfundsøkonomiske og fordelingsmæssige konsekvenser ved at ændre gæl-

dende regler for direkte linjer.

Konsekvensanalyserne er baseret på en række udvalgte cases, der så vidt muligt afspejler de

kendte efterspørgsler fra aktører om etablering af direkte linjer og repræsenterer de overord-

nede problemstillinger i forhold til at ændre gældende regler for direkte linjer. Kvantificeringen

tager afsæt i et referencescenarie, hvor gældende regler for etablering af direkte linjer fasthol-

des – det vil sige produktion og forbrug tilsluttes det kollektive elnet individuelt. Alternativsce-

nariet er en ændring af gældende regler, hvormed det er muligt at etablere direkte linjer.

Tabel 9 Udvalgte cases til konsekvensanalyse af samfundsøkonomi og fordelingseffekter

Transmissionsnettet

Elektrolyseanlæg

Varmepumpe

Datacenter

Distributionsnettet

Elektrolyseanlæg

Varmepumpe

Klynge af erhvervsvirksomheder

Landvind til husstand

Beskrivelse af beregningseksempler på transmissionsnettet

Case 1: Elektrolyse

Beskrivelse: I analysen er der modelleret 10 elektrolyseenheder af hver 100 MW elektrolyse og til-

svarende mængde nye VE-produktion fra vind og sol. Ved mulighed for direkte linjer forventes en

større andel af elektrolyseenhederne at samplacere sig med den nye VE-elproduktion i produkti-

onsdominerede områder.

Netbelastning: Elektrolyseenhederne er modelleret som fuldt prisfleksible, hvilket medfører min-

dre behov for ny netkapacitet. Det skyldes, at elektrolyseteknologien har potentialet til at køre

fuldt prisfleksibelt, og at det – især ved store enheder – vurderes samfundsøkonomisk væsentlig

billigere at sikre fleksibilitet på brintsiden med fx brintinfrastruktur, herunder lager, end at ud-

bygge transmissionsnettet til fuld netadgang. Elektrolyse giver således det mindste behov for ny

netkapacitet af de analyserede forbrugstyper.

Case 2: Varmepumper i fjernvarme

Beskrivelse: Analysen for centrale varmepumper er designet på samme måde som for elektroly-

sen, hvor de 10 elektrolyseenheder erstattes med centrale varmepumper.

Netbelastning: Da centrale varmepumper er investeringstunge, vil de typisk ikke blive dimensio-

neret større, end at de kan fungere som grundlast hele vinterhalvåret. I sommerhalvåret, hvor de

centrale varmepumper har rigelig kapacitet i forhold til varmebehov, vil de agere prisfleksibelt og

”shoppe” efter timer med billige elpriser til at fylde de lokale varmelager. I praksis betyder det, at

centrale varmepumper må betragtes som ”semifleksible”. I en samfundsøkonomisk optimering vil

transmissionsnettet dog dimensioneres til den fulde kapacitet, da fuld netkapacitet i kolde perio-

der uden lokal elproduktion fra vind og sol har meget høj værdi.

Resultaterne kan ikke sammenlignes på tværs af de to analyser, idet der er lagt forskellige an-

tagelser og metoder til grund for beregningerne. Begge konsekvensanalyser er dog udført

med udgangspunkt i en marginalanalyse, det vil sige estimering af omkostninger og gevinster,

når en marginal mængde forbrug og/eller produktion tilføjes det eksisterende kollektivt elnet.

Denne tilgang er valgt, da analysen skal vurdere hensigtsmæssigheden af en generel regelæn-

dring ved en justering eller afskaffelse af gældende regler og således ikke eksisterende forhold

i et specifikt udvalgt elnet på et specifikt udvalgt tidspunkt.

Case 3: Datacentre

Beskrivelse: Analysen for datacentre er designet på samme måde som elektrolyse og centrale

varmepumper, det vil sige 10 anlæg.

Netbelastning:

For datacentre antages et konstant, fladt forbrug på fuld kapacitet, hvorfor de er

modelleret som ikke-fleksible. Det skyldes den forventede høje værdi ved at køre datacentrene

med fuld kapacitet. Som for de centrale varmepumper vil transmissionsnettet i en samfundsøko-

nomisk optimering således også blive dimensioneret til fuld kapacitet. Ligesom de andre cases

har det dog stadig væsentlig samfundsøkonomisk værdi, hvis forbrugsanlæggene i højere grad

samplacerer sig i VE-produktionsdominerede områder, hvor der pga. dimensioneringen af trans-

missionsnettet til den høje VE-elproduktion typisk vil være eksisterende netkapacitet i forbrugs-

retningen – også i perioder uden tilstrækkelig lokal elproduktion fra vind og sol.

KEF, Alm.del - 2021-22 - Bilag 125: Orientering om rapport fra Energistyrelsen om direkte linjer og geografisk differentierede forbrugstariffer (Opfølgning på L 67 2020-21)

KAPITEL 3: ANALYSE AF DIREKTE LINJER

Beskrivelse af

af beregningseksempler på distributionsnettet

Beskrivelse

beregningseksempler på distributionsnettet

Beskrivelse af beregningseksempler på distributionsnettet

Case 1: Varmepumper i fjernvarme

Case 2: Elektrolyse

Beskrivelse

Varmepumpe i fjernvarmesystem simuleret ved

hhv. 10 kV-tilslutning (lille anlæg) og 50-60 kV-ni-

veau (stort anlæg).

Anlægget har varmelager, som udligner udsving i

elproduktion og -forbrug.

Netbelastning

Det antages, at fjernvarmeanlæg i udgangspunktet

har en forholdsvis lav belastning af distributions-

nettet, da forbruget er jævnt over både et døgn og

ugen i forhold til andre forbrugere.

Behov for netadgang

Ved direkte tilslutning kan adgangen til

eksport af

produktion

reduceres, da fjernvarmesystemet til en-

hver tid kan aftage en del af produktionen.

Beskrivelse

Hydrolysebaseret brintproduktion på 50-60 kV-ni-

veau.

Netbelasning

Det antages, at PtX-anlægget omdanner el med lave

priser til grøn brint med stabile priser. Forretnings-

modellen for PtX-anlægget er derfor, at produktio-

nen følger elpriserne og reguleres på timeniveau. I

mange situationer vil PtX-anlægget derfor aflaste el-

nettet, idet elpriserne vil være lave, når produktionen

er høj. Der vil dog opstå driftssituationer, hvor der er

behov for at eksportere el, selvom der er lokalt pro-

duktionsoverskud - eller importere selv om der er

høj, lokal forbrugsbelastning, fx ved udetid af pro-

duktions- eller elektrolyseanlæg.

Behov for netadgang

Det antages, at anlægget har behov for fuld netad-

gang for forbrug og produktion. Der kan være en

vis, gunstig samtidighed (eleksport vil typisk ske ved

høje elpriser/lavt forbrug og elimport ved lave pri-

ser/høj produktion).

Case 3: Erhvervsklynge

Beskrivelse

En samling af nært placerede virksomheder, som

tilsluttes et fælles produktionsanlæg.

Netbelastning

Det antages, at der ikke er tale om særligt energi-

forbrugende virksomheder, der producerer/forbru-

ger i døgndrift. De har derfor et forbrugsmønster,

som er sammenfaldende med netbelastningen i

øvrigt.

Virksomhederne vil derfor have behov for at ek-

sportere en stor del af elproduktionen (elproduk-

tion uden for arbejds-/produktionstid), og har be-

hov for fuld adgang til at importere el på tidspunk-

ter uden egenproduktion. Elimporter sammenfal-

dende med spidslast i elnettet.

Behov for netadgang

Det antages, at etablering af den direkte linje ikke

ændrer erhvervsklyngens behov for netadgang for

hverken produktion eller forbrug.

Case 4: Husstandsvindmølle

Beskrivelse

En mindre produktionsenhed tilsluttet en husstand

eller fx mindre landbrug på 0,4 kV niveau.

Netbelastning

Som for erhvervsklyngen antages det, at husstan-

den har lille mulighed for at absorbere spidslast-

produktionen eller udskyde forbruget. Det er anta-

get, at det relative behov for at importere og ek-

sportere el fra/til distributionsnettet er relativt

større.

Behov for netadgang

Det antages, at det store, relative behov for im-

port/eksport betyder, at husstanden har behov for

fuld adgang til distributionsnettet både som el-

kunde og producent efter etablering af den direkte

linje.

Kilde: Implement (2021)

KEF, Alm.del - 2021-22 - Bilag 125: Orientering om rapport fra Energistyrelsen om direkte linjer og geografisk differentierede forbrugstariffer (Opfølgning på L 67 2020-21)

KAPITEL 3: ANALYSE AF DIREKTE LINJER

3.3.3 Model 1: Fastholdelse af gældende regler

Nedenfor beskrives de kvalitative effekter for samfundsøkonomien, fordelingseffekter, statens

afgiftsprovenu og administrerbarhed af en model, hvor gældende regler fastholdes, som i

praksis betyder, at der ikke gives tilladelse til direkte linjer.

Implement og Energinet har ikke foretaget kvantitative beregninger af en fastholdelse af gæl-

dende regler, idet modellen skal ses som referencescenariet til de efterfølgende kvantitative

beregninger af en justering og afskaffelse af gældende regler.

Samfundsøkonomi

Direkte linjer er et værktøj, der kan sikre en hensigtsmæssig placering af forbrug og produktion

i forhold til det kollektive elnet og derved samfundsøkonomiske gevinster i form af et reduce-

ret netudbygningsbehov, jf. afsnit 3.3.1. Hvis der ikke sendes signaler til aktører om, at elpro-

duktion og -forbrug i højere grad skal placere sig i nærheden af hinanden (samplacering), kan

der opstå en situation, hvor elektriciteten i højere grad skal transporteres over længere af-

stande. Det kan, som tidligere nævnt, medføre et større udbygningsbehov af det kollektive el-

net.

Danmark ser ind i en fremtid, hvor øget elektrificering kan medføre, at større mængder elektri-

citet skal transporteres over længere strækninger, hvis ikke der i højere grad laves løsninger,

der kan reducere netudbygningsbehovet. Det konkrete merinvesteringsbehov som følge af

elektrificeringen er vanskeligt at forudsige og vil bl.a. afhænge af, hvor godt den eksisterende

kapacitet i elnettet udnyttes. Der er dog stor usikkerhed om de samlede meromkostninger til

udbygning af eldistirbutionsnettet. I forbindelse med

Analysen om fremtidssikret elnet

har kon-

sulentvirksomheden Utiligize for Energistyrelsen skønnet merinvesteringer på 3,5-4 mia. kr. fra

2021-2030 i eldistributionsnettet, mens Dansk Energi på baggrund af klimapartnerskabet for

Tiltag såsom geografisk differentierede forbrugstariffer, direkte linjer og andre nye tarifproduk-

ter som fx øget kapacitetsbetaling, kan bidrage til at reducere behovet for at udbygge

både

di-

stributions- og transmissionsnettet. Disse tiltag er ikke vurderet nærmere i de førnævnte rap-

porter. I det tilfælde, at der ikke gives tilladelse til direkte linjer, begrænses værktøjskassen med

redskaber, der kan sikre en fornuftig udbygning af det kollektive elnet.

Fordelingseffekter

Der vil ikke opstå fordelingseffekter, hvis der ikke gives tilladelse til etablering af direkte linjer.

Der kan dog forekomme en unødvendig udbygning af det kollektive elnet, hvilket kan medføre

større betaling til det kollektive elnet for alle elkunder.

Effekt på statens afgiftsprovenu

Der forventes ingen effekt på statens afgiftsprovenu ved en fastholdelse af gældende regler, jf.

afsnit 3.3.1.

Administrerbarhed

En fastholdelse af gældende regler har ingen administrative konsekvenser. Det skyldes, at der

ikke skal etableres en ny administrativ ordning for godkendelse af direkte linjer.

3.3.4 Model 2: Justering af gældende regler

Nedenfor beskrives en model, hvor gældende regler justeres, så der gives mulighed for at

etablere direkte linjer, der så vidt muligt sikrer realisering af samfundsøkonomiske gevinster.

Justeringsmodellen lægger op til, at der gives tilladelse til direkte linjer på 10 kV og opefter. Af-

grænsningen følger af den kvantitative analyser, der peger på, at der er relativt begrænsede

samfundsøkonomiske gevinster at realisere på 0,4 kV elnettet.

Samfundsøkonomi

Analysen er baseret på, at de objektive og ikke-forskelsbehandlende kriterier skal sikre realise-

ring af samfundsøkonomiske gevinster i form af netbesparelser. Det skyldes, at den kvantitative

energi og forsyning skønner 8-30 mia. kr. afhængig af, om der investeres med eller uden flek-

sibelt elforbrug

Dansk Energi analyse pba. Klimapartnerskab for Energi og Forsyning: I mål med den grønne omstilling –

Sektorkøreplan for energi- og forsyningssektorens bidrag til 70 %-målsætningen, København, 2020.

Det skal bemærkes, at skønnene ikke er direkte sammenlignelige, da de er baseret på forskellige metoder

og antagelser. Forskellen illustrerer således bl.a. usikkerheden ved beregningerne.

KEF, Alm.del - 2021-22 - Bilag 125: Orientering om rapport fra Energistyrelsen om direkte linjer og geografisk differentierede forbrugstariffer (Opfølgning på L 67 2020-21)

KAPITEL 3: ANALYSE AF DIREKTE LINJER

analyse viser, at der potentielt kan etableres direkte linjer over lange strækninger, der er sel-

skabsøkonomisk rentable, men som ikke medfører en samfundsøkonomisk gevinst. Dette ud-

dybes yderligere i afsnit 3.3.5 om afskaffelse af gældende regler. På den baggrund kan der

være behov for at sætte nogle rammer for tilladelse af direkte linjer, der sikrer, at det så vidt

muligt kun er projekter, der sikrer samfundsøkonomiske gevinster, der realiseres.

I denne analyse skal samfundsøkonomi forstås forholdsvis afgrænset og er et udtryk for, om

den direkte linje kan føre til et reduceret behov for udbygning af elnet. Samfundsøkonomi kan

dog også være øvrige hensyn som fx grøn omstilling, som beskrevet i afsnit 3.3.1.

De kvantitative analyser for både distributions- og transmissionsniveauet har identificeret, at

følgende parametre kan påvirke den samfundsøkonomiske gevinst af en direkte linje:

Afstand (længden på den direkte linje mellem forbrug og produktion)

Netbesparelser som følge af samtidighed mellem produktion og forbrug

Hvorvidt der er tale om nyt versus eksisterende forbrug og produktion

Hensigtsmæssighed i forhold til belastning i det eksisterende kollektive elnet

Konkret finder Implements analyse, at det kan være samfundsøkonomisk effektivt at tillade di-

rekte linjer, hvis de er forbundet med lavere etableringsomkostninger end ved tilslutning til det

kollektive elnet. Figur 9 illustrerer den samfundsøkonomiske gevinst/tab (Y-aksen) afhængig af

længden på den direkte linje og ledningslængden ved individuel tilslutning (X-aksen). Figuren

viser, at såfremt direkte linjer tillades, kan der opnås en samfundsøkonomisk gevinst, hvis den

direkte linje er kortere end linjen til det nærmeste tilslutningspunkt i det kollektive elnet.

Figur 9 samfundsøkonomisk gevinst og længden på den direkte linje

I tillæg hertil vurderes følgende yderligere hensyn at kunne påvirke samfundsøkonomien:

Sammenhæng med øvrig netplanlægning

Krav til direkte linjer med havvind

De endelige parametre, der kan lægges til grund for en samfundsøkonomisk beregning, samt

øvrige hensyn for tilladelse til direkte linjer vil skulle fastsættes i forbindelse med en egentlig

udmøntning af direkte linjer i dansk lovgivning.

Afstand

Længden på den direkte linje kan have en væsentlig betydning for de samfundsøkonomiske

gevinster. Det skyldes, at etableringsomkostningerne kan være højere, hvis den direkte linje er

længere end et scenarie, hvor anlæggene tilsluttes individuelt til det kollektive elnet. Denne

vurdering er baseret på antagelsen om, at private aktører og netvirksomhederne afholder

samme etableringsomkostninger pr. kilometer elnet, der etableres, samt at anlæggene etable-

res uagtet muligheden for at etablere direkte linjer.

Kilde: Implement Consulting Group (2021)

Antagelser: Neutralt område med balance mellem elforbrug og elproduktion, hvor der er en høj samtidighedsfak-

tor, og hvor aktøren ønsker fuld adgang til distributionsnettet.

Energinets analyse finder tilsvarende, at længden af den direkte linje har en væsentlig betyd-

ning for, om linjen kan have positive samfundsøkonomiske gevinster. I Energinets analyse anta-

ges det, at den direkte linje ikke giver anledning til

mere

elnet inden tilslutningspunktet til det

KEF, Alm.del - 2021-22 - Bilag 125: Orientering om rapport fra Energistyrelsen om direkte linjer og geografisk differentierede forbrugstariffer (Opfølgning på L 67 2020-21)

KAPITEL 3: ANALYSE AF DIREKTE LINJER

kollektive transmissionsnet, end hvis anlæggene var tilsluttet individuelt. Under en sådan anta-

gelse er der ikke en samfundsøkonomisk meromkostning ved nettilslutningen sammenlignet

med en individuel tilslutning af de enkelte anlæg.

Afstandskravet kan operationaliseres som et længdekrav på den direkte linje. Det kan enten

sættes som en specifik kilometergrænse eller en mere relativ grænse.

Fordelen ved en specifik kilometergrænse er, at det kan skabe regulatorisk klarhed for aktø-

rerne. Omvendt vil projekter, der overskrider afstanden, men som potentielt har en samfunds-

økonomisk gevinst, ikke kunne realiseres.

Et relativt længdekrav kan fx være afstanden til nærmeste relevante kollektive netstation, som

netvirksomheden eller Energinet anviser ud fra de laveste samlede omkostninger ved nettilslut-

ning. Denne tilgang svarer til gældende regler for tilslutning af VE-anlæg. Hvis fx Energinet el-

ler netvirksomhederne anviser en netstation, der ligger 2 km væk, kan den maksimale længde

på den direkte linje tilsvarende være 2 km eller kortere. Fordelen herved er, at den direkte linje

ses i sammenhæng med det øvrige elnet.

Det vurderes, at det relative afstandskrav vil medføre større regulatorisk fleksibilitet samtidig

med, at der tages hensyn til det eksisterende kollektive elnet. Parameteret vil kræve, at ansøger

retter henvendelse til den lokale netvirksomhed eller Energinet for at få opgjort afstanden til

nærmest tilslutningspunkt i det kollektive elnet.

Netbesparelser som følge af samtidighed mellem produktion og forbrug

Samtidighed forstås som et udtryk for, at aktører i høj grad anvender deres egenproducerede

el samtidig med, at den produceres. Hvis aktører med en direkte linje anvender den egenpro-

ducerede el samtidig med, at den produceres, vil belastningen i det kollektive elnet alt andet

lige være mindre.

Den konkrete belastning af det kollektive elnet afhænger af, i hvilket omfang aktørerne har

brug for at trække på det kollektive elnet generelt og i spidsbelastningsperioder. Hvis aktø-

rerne fx forbruger deres egenproducerede el, når det kollektive elnet er belastet, eller aktø-

rerne generelt kan reducere deres udvekslingskapacitet, kan det mindske behovet for at ud-

bygge det kollektive elnet og derved bidrage til samfundsøkonomiske besparelser. Dette kan

Kilde: Implement Consulting Group (2021)

Anm: En samtidighedsfaktor (SF) lavere end 1 udtrykker, at den direkte linje reducerer udbygningsbehovet i det

kollektive elnet. Den direkte linje skaber samfundsøkonomisk værdi, indtil afstanden mellem producent og el-

kunde er så lang, at anlægsomkostningen overstiger aflastningen af distributionsnettet.

ske ved, at aktørerne enten har behov for et reduceret forbrugstræk, en reduceret mulighed

for at føde produktion ind på elnettet, eller kan indgå i en afbrydelighedsaftale.

Implements analyse finder, at hvis aktøren via en direkte linje kan reducere effektbehovet i di-

stributionsnettet gennem udjævning (samtidighed) af produktion eller forbrug, kan udbyg-

ningsbehovet i distributionsnettet reduceres, hvilket forbedrer samfundsøkonomien.

Figur 10 Samfundsøkonomisk gevinst og samtidighed mellem forbrug og produktion

I Energinets analyse for transmissionsnettet undersøges samtidighed ikke som et selvstændig

parameter for de enkelte anlæg. Samtidighed og især forbrugsfleksibilitet er dog faktorer, som

implicit har positiv effekt på, hvor meget transmissionsnettet skal udbygges i forhold til realise-

ring af samfundsøkonomiske gevinster. Det må forventes, at meget prisfleksible elektrolysean-

læg, hvor samtidigheden mellem VE-elproduktion og forbrug er høj, alt andet lige vil medføre

KEF, Alm.del - 2021-22 - Bilag 125: Orientering om rapport fra Energistyrelsen om direkte linjer og geografisk differentierede forbrugstariffer (Opfølgning på L 67 2020-21)

KAPITEL 3: ANALYSE AF DIREKTE LINJER

mindre udbygning af transmissionsnettet end datacentre og centrale varmepumper, hvor sam-

tidigheden vurderes lavere.

Operationalisering af samtidighed som et parameter, der sikrer hensynet til samfundsøkono-

mien, kan ske ved, at aktørerne, der etablerer direkte linjer, kan stille en garanti for lavere ind-

fødnings- og/eller leveringsomfang og/eller afbrydelig. Denne garanti kan fx ske ved, at ansø-

geren garanterer en lavere udvekslingskapacitet til det kollektive elnet eller afbrydelighed over

for Energinet eller netvirksomheden.

Nyt versus eksisterende forbrug og produktion

Nyt versus eksisterende forbrug og produktion er et udtryk for, hvorvidt det pågældende for-

brug og/eller produktion, der forbindes via en direkte linje, allerede er tilsluttet det kollektive

elnet eller ej. Hvis forbruget og produktionen allerede er tilsluttet det kollektive net individuelt,

vil det mindske muligheden for at opnå samfundsøkonomiske gevinster ved direkte linjer, da

det kollektive elnet typisk allerede er dimensioneret efter tilslutningerne. Hvis der omvendt er

tale om kobling af helt nyt forbrug og produktion via en direkte linje, eller en kombination af

nyt og eksisterende forbrug/eller produktion, vil det forventeligt give mulighed for, at sam-

fundsøkonomiske gevinster kan opnås ved mindre behov for netudbygning i forhold til indivi-

duel tilslutning.

Energinets analyse viser således, at hvis

eksisterende

forbrug kobles sig med

eksisterende

pro-

duktion via direkte linjer på transmissionsnettet, vil det ikke medføre samfundsøkonomiske ge-

vinster i form at et reduceret netudbygningsbehov. Det skyldes, at transmissionsnettet i et

samfundsøkonomisk perspektiv skal transportere samme mængder el over længere afstande,

som hvis forbrug og produktion var placeret i nærheden af hinanden.

Implements analyse indeholder ikke en isoleret vurdering af, hvordan nyt eller eksisterende for-

brug og produktion påvirker samfundsøkonomien i en direkte linje, men det vurderes, at der vil

være samme effekt på distributionsnettet.

Parameteret om nyt versus eksisterende forbrug og produktion kan operationaliseres forholds-

vis simpelt som en faktuel oplysning, ansøgeren skal angive i forbindelse med ansøgningen om

en direkte linje og kan således få betydning for, hvorvidt et projekt medfører samfundsøkono-

Hvad angår operationalisering lægges der op til at udvikle en simpel model for kategoriserin-

gen af belastningen af elnettet i samarbejde med Energinet og netvirksomhederne.

Øvrige hensyn

Ansøgninger om at etablere direkte linjer kan udover ovenstående parametre, der kan sætte

rammerne for en samfundsøkonomisk vurdering, også skulle leve op til yderligere betingelser

for etablering. Her kan bl.a. hensyn til sammenhæng med øvrig netplanlægning indgå, samt de

Implements analyse viser, at den samfundsøkonomiske gevinst på distributionsnettet varierer

alt efter, om den direkte linje etableres i netområder med overskud af produktion eller områ-

der, der er forbrugsdominerede. Det skyldes, at kobling af produktion eller forbrug i henholds-

vis forbrugs- eller produktionsdominerede områder via direkte linjer, kan mindske behovet for

forstærkninger i det kollektive elnet, hvorved der kan skabes en samfundsøkonomisk gevinst.

Energinets analyse viser, at det er de antagne

adfærdseffekter

af, at forbrug og produktion i

højere grad placerer sig sammen og aflaster hhv. produktions- og forbrugsdominerede områ-

der, som skaber den samfundsøkonomiske gevinst. Ved at tillade direkte linjer forventes fx en

større andel af elektrolyseenhederne at samplacere sig med den nye VE-elproduktion i produk-

tionsdominerede områder. Det sikrer de samfundsøkonomiske gevinster gennem mindre be-

hov for at transportere store mængder el på ”tværs af landet”.

Den lokale netvirksomhed eller Energinet vil skulle levere oplysninger om belastningen af el-

nettet ved den station, hvor aktørernes forbrug eller produktion ellers skulle have været tilslut-

tet.

Hensigtsmæssighed i forhold til belastning i det eksisterende kollektive elnet

Belastningen i elnettet er et udtryk for, om elnettet lokalt er domineret af enten et overskud af

produktion, forbrug eller er neutralt. Dette parameter skal sikre, at produktion og forbrug kun

kobles via direkte linjer de steder, hvor det er hensigtsmæssigt i forhold til belastningen i elnet-

tet.

miske gevinster. Formålet med parameteret er derved at sikre, at der så vidt muligt ikke etable-

res direkte linjer til forbrug og produktion, hvor der allerede er etableret kollektivt elnet, som

kan håndtere effekten fra disse anlæg.

KEF, Alm.del - 2021-22 - Bilag 125: Orientering om rapport fra Energistyrelsen om direkte linjer og geografisk differentierede forbrugstariffer (Opfølgning på L 67 2020-21)

KAPITEL 3: ANALYSE AF DIREKTE LINJER

særlige rettigheder og forpligtelser den danske stat har i forhold til at etablere havvind i den

eksklusive økonomiske zone (herefter EØZ). De endelige hensyn vil skulle fastsættes i forbin-

delse med en egentlig udmøntning af direkte linjer i dansk lovgivning.

Sammenhængen med øvrig netplanlægning

Det foreslås, at sammenhæng med den øvrige netplanlægning indgår som et hensyn for di-

rekte linjer på transmissionsnettet og eventuelt distributionsnettet.

Kvantitativ vurdering af de samfundsøkonomiske effekter

Sammenhængen med øvrig netplanlægning er et relevant hensyn, idet store forbrugs- eller

produktionsenheder på en specifik placering kan have en betragtelig og individuel betydning

for transmissionsnettet. Det foreslås derfor, at ansøgeren om en direkte linje skal redegøre for

sammenhængen mellem den ønskede linje og Energinets øvrige netplanlægning, fx hvis den

direkte linje etableres et sted, hvor der allerede er planlagt netforstærkninger inden for den

nærmest fremtid. Det kræver, at ansøgeren går i dialog med Energinet og indhenter oplysnin-

ger om deres fremtidige netudbygning.

For netvirksomhederne vil sammenhængen til den øvrige netplanlægning kunne medtages

ved, at der i forbindelse med behandling af ansøgningen indhentes oplysninger fra netvirk-

somheden om, hvordan den direkte linje hænger sammen den lokale netvirksomheds netplan-

lægning.

Særlige krav til direkte linjer med havvind

Som allerede beskrevet skelner EU-direktivets rammer for direkte linjer hverken mellem distri-

bution og transmission eller linjer på land eller til havs. Det betyder, at direkte linjer kan etable-

res i forbindelse med vedvarende energi på land, havvind samt energiøer.

Den danske stat har højhedsret over søterritoriet, ligesom den danske stat har særlige rettighe-

der og forpligtelser i forhold til at etablere havvind i EØZ. Som følge heraf kan der fastsættes

særlige krav til etablering af en direkte linje i forbindelse med VE-anlæg placeret på havet.

Nærværende analyse vurderer ikke yderligere, hvilke krav der kan gøre sig gældende for hav-

vind.

På baggrund af denne analyse er der estimeret samfundsøkonomiske gevinster på ca. 20-30

mia. kr. pr. år afhængig af forbrugsanlægget.

5 GW elektrolyse koblet med 12,5 GW vind/sol

�½ GW centrale varmepumper og 0,9 GW vind/sol

1 GW Datacentre og 3,9 GW vind/sol.

Energinet og Implements analyser viser, at direkte linjer kan realisere samfundsøkonomiske po-

tentialer på både transmissions- og distributionsnettet.

Energinets analyse

Energinets beregninger tager udgangspunkt i et scenariedesign med en ekstra forbrugskapaci-

tet på 1 GW fordelt på 10 forbrugsenheder af 100 MW og en tilsvarende ekstra mængde vind

og sol, så årsproduktionen fra den nye, ekstra vind og sol matcher årsforbruget fra den nye,

ekstra forbrugskapacitet. Resultaterne fremskrives til sidst til en samlet national kapacitet af de

forskellige forbrugstyper på 10-15 års sigt. Det giver nogle ”fulde scenarier” for ny kapacitet for-

bundet med direkte linjer på:

Der er foretaget en samlet vurdering af samfundsøkonomien ud fra de fire kriterier; 1) Afstand

(længden på den direkte linje mellem forbrug og produktion), 2) samtidighed mellem produk-

tion og forbrug, 3) hvorvidt der er tale om nyt versus eksisterende forbrug og produktion, samt

4) belastning af den direkte linjer i det eksisterende kollektive elnet.

For havvind tilkoblet energiøen i Nordsøen vil havvinden dog formodentlig skulle placeres i

EØZ. På baggrund af Danmarks eksklusive rettigheder til ressourcer i EØZ, pågår der i øjeblik-

ket et analysearbejde i regi af energiøerne, der skal afklare, hvilke typer elforbrug der kan etab-

lere anlæg i forbindelse med energiøen og bruge ressourcerne fra havvinden. Arbejdet forven-

tes afsluttet primo 2022 og kan få en betydning for muligheden for at koble forbrugsanlæg

med havvind i forbindelse med energiøen.

KEF, Alm.del - 2021-22 - Bilag 125: Orientering om rapport fra Energistyrelsen om direkte linjer og geografisk differentierede forbrugstariffer (Opfølgning på L 67 2020-21)

KAPITEL 3: ANALYSE AF DIREKTE LINJER

Tabel 10 Samfundsøkonomisk gevinst ved direkte linjer på transmissionsnettet

(nutidsværdi, mio. kr. pr. år)

Elektrolyse

5 GW elektrolyse koblet med

12,5 GW vind/sol

Samlet

Ca. 300

Kilde: Energinet (2021)

Tabel 11 Samfundsøkonomisk gevinst ved direkte linjer på distributionsnettet (nutidsværdi, mio.

kr. for hele projektets levetid)

Elektrolyse

25 MW

Samlet

Varmepumpe

(lille)

3 MW

0,6

Varmepumpe

(stor)

25 MW

Erhvervsklynge

3 MW (1 MW pr.

industri)

Hustandsmølle

til fx landbrug

6kW

0,1

Varmepumper

�½ GW central VP og 0,9 GW

vind/sol

Ca. 20

Datacentre

1 GW Datacenter og 3,9

GW vind/sol

Ca. 60

Kilde: Implement Consulting Group (2021)

Som før nævnt viser Energinets analyse, at det er de antagede adfærdseffekter, der skaber den

samfundsøkonomiske værdi af direkte linjer på transmissionsnettet – ikke den direkte linje i sig

selv. Konklusionen forudsætter dog, at den direkte linje ikke medfører

mere

elnet før tilslut-

ningspunktet i det kollektive transmissionsnet, end hvis anlæggene var individuelt tilsluttet til

det kollektive transmissionsnet, samt at der er tale om nyt forbrug og produktion.

De samfundsøkonomiske gevinster i tabel 10 er ikke et udtryk for, at der ikke skal etableres nyt

transmissionsnet, såfremt der etableres direkte linjer. De samfundsøkonomiske gevinster skal

blandt andet ses som et mindre udbygningsbehov af transmissionsnet sammenlignet med et

scenarie, hvor anlæg ikke har mulighed for at samplacere forbrug og produktion med direkte

linjer.

Implements analyse

Implements analyse viser, at der er en række situationer, hvor direkte linjer kan have en bedre

samfundsøkonomi end en separat tilslutning af produktions- og forbrugsenhed på distributi-

onsnettet, jf. tabel 11.

Der er dog en række forudsætninger, som vurderes at skulle være opfyldt, før værdien kan

identificeres og realiseres. Disse er, at anlæggene er placeret i et produktionsdomineret om-

råde med en overvægt af VE-produktion i forhold til elforbrug, at den direkte linje er kortere

end ved tilslutning individuelt i det kollektive elnet, og at der er samtidighed mellem forbrug

og produktion. For et elektrolyseanlæg kan disse betingelser medføre, at der realiseres en

samfundsøkonomisk gevinst på 10 mio. kr. over hele projektets levetid.

Implements analyse finder dog, at de samfundsøkonomiske gevinster er mindst ved direkte lin-

jer tilsluttet på 0,4 kV elnettet (scenariet med en husstandsvindmølle). Det er bl.a. baseret på, at

husstanden har lille mulighed for at udskyde forbrug i sammenhæng med husstandens relativ

store behov for at kunne trække på det kollektive elnet.

I Implements analyse sker der således ingen væsentlig aflastning af distributionsnettet efter

etablering af direkte linjer til husstanden, hvorfor der næsten ingen samfundsøkonomisk ge-

vinst er af den direkte linje på 0,4 kV elnettet. De samfundsøkonomiske gevinster opstår i langt

overvejende grad, da den direkte linje er antaget at være kortere end i tilfældet, hvor hus-

standsvindmøllen kobles individuelt i det kollektive elnet.

Fordelingseffekter

Nærværende analyse tager udgangspunkt i det nuværende tarifsystem, hvorfor der ikke er ta-

get højde for fremtidige tarifstrukturændringer. Fordelingseffekterne er beregnet under anta-

gelsen af, at direkte linjer underlægges samme rammer for tarifering, som egenproducenter er

underlagt i dag. Det er Energinet og netvirksomhederne, der i sidste ende har kompetencen til

at udforme den konkrete metode for opgørelse af et evt. tarifelement for direkte linjer i forhold

til snitfladen til det kollektive elnet. Det betyder, at nedenstående fordelingseffekter vil ændres,

hvis der etableres et nyt tarifelement for direkte linjer.

Energinets fordelingsmæssige analyse vurderer tarifpåvirkningen for

eksisterende

nye

kun-

ders tarifbetaling i forhold til de ekstra (marginal)omkostninger, som de giver anledning til på

transmissionsnettet. Energinets analyse viser, at uanset om forbruget er tilsluttet via en direkte

linje eller individuelt til det kollektive elnet, kommer det nye forbrug til at betale en betydelig

del af de samlede omkostninger til transmissionstariffen, hvorved transmissionstariffen for de

KEF, Alm.del - 2021-22 - Bilag 125: Orientering om rapport fra Energistyrelsen om direkte linjer og geografisk differentierede forbrugstariffer (Opfølgning på L 67 2020-21)

KAPITEL 3: ANALYSE AF DIREKTE LINJER

eksisterende kunder reduceres. Den direkte linje vil medføre en mindre reduktion i tarifbetalin-

gen for eksisterende kunder end ved individuel tilslutning til det kollektive elnet.

Figur 11 illustrerer betalingen for eksisterende kunder under gældende tarifdesign (yderst til

venstre) og sammenligner betalingen for eksisterende kunder, såfremt de nye teknologier til-

sluttes med direkte linjer eller med individuel tilslutning. Her fremgår det fx, at betalingen pr.

MWh reduceres ved den direkte linje og reduceres yderligere ved individuel tilslutning.

Figur 11 Ændret gennemsnitlig tarifbetaling for eksisterende kunder

De objektive og ikke-forskelsbehandlende betingelser, der er lagt til grund for de enkelte ca-

ses, fx en høj grad af samtidighed, vil således kunne medføre netbesparelser og begrænse de

fordelingsmæssige effekter. De fordelingsmæssige konsekvenser forventes herudover reduce-

ret ved introduktion af et mere omkostningsægte tarifdesign, fx i form af øget kapacitetsbeta-

ling.

Effekt på statens afgiftsprovenu

Som tidligere nævnt medfører direkte linjer ikke en ændring af statens elafgift, idet det kun er

egenproducenter, som ejer sit eget produktionsanlæg, der kan fritages fra at betale elafgift.

Det vurderes dog, at statens afgiftsprovenu alt andet lige vil øges, hvis elforbruget øges som

følge af direkte linjer. Nærværende analyse har dog ikke vurderet påvirkningen af det nationale

elforbrug ved tilladelse til direkte linjer.

Administrerbarhed

Tilladelse af direkte linjer kan administreres på to måder:

Direkte linje

Nuværende

betaling

Individuel

tilslutning

Direkte linje

Individuel

tilslutning

Direkte linje

Individuel

tilslutning

120

100

DKK/MWh

Standardiseret behandling

Individuel behandling

Fordele og ulemper herved er uddybet i afsnit 3.3.1, hvor det vurderes, at en kombineret stan-

dardiseret og individuel behandling kan sikre realisering af samfundsøkonomiske gevinster

samt det administrative hensyn om ikke at etablere en proces, der medfører en uforholdsmæs-

sig ressource træk på aktører, der ønsker at etablere direkte linjer, og myndigheden, der skal

administrere ordningen. Den kvantitative analyse pegede på, at der er begrænsede gevinster

at hente på 0,4kV-nettet, hvorfor nedenstående administrative model udelukkende behandler

ansøgninger fra 10 kV og opefter.

Konkret foreslås følgende tilgang til behandling af ansøgninger:



Standardiseret behandling for projekter på 10 kV med max 2 aktører. En ansøger indsen-

der oplysninger om projektet direkte til Energistyrelsen, som godkender ansøgningen au-

tomatisk, såfremt linjen opfylder kriteriet om

afstand.

Afstandskravet skal sikre, at det så

vidt muligt kun er samfundsøkonomisk rentable projekter, der realiseres. Fordelen ved

Elektrolyse

Datacentre

Varmepumper

Nettarif

Systemtarif

Kilde: Energinet (2021)

Anm.: Gennemsnitlig tarif under gældende tarifsystem. Det er antaget samme forbrugskapacitet som i de sam-

fundsøkonomiske beregninger.

Implements analyse af direkte linjer på distributionsnettet viser omvendt, at der potentielt kan

forekomme negative fordelingsmæssige konsekvenser ved etablering af direkte linjer. Forde-

lingseffekternes størrelse afhænger i høj grad af forudsætningerne ved den enkelte case. Her-

under særligt belastningen af det kollektive elnet, samtidighed mellem forbrug og produktion,

samt om der tale om kobling af et nyt eller eksisterende forbrugs- og/eller produktionsanlæg.

KEF, Alm.del - 2021-22 - Bilag 125: Orientering om rapport fra Energistyrelsen om direkte linjer og geografisk differentierede forbrugstariffer (Opfølgning på L 67 2020-21)

KAPITEL 3: ANALYSE AF DIREKTE LINJER

denne model er, at der gives tilladelse til direkte linjer, som kan medføre et reduceret net-

udbygningsbehov. Denne vurdering følger af den kvantitative beregning, som viser, at

længden på den direkte linje sammenlignet med individuel tilslutning til det kollektive el-

net har en væsentlig betydning i forhold til realisering af samfundsøkonomiske potentia-

ler. Derudover er tilgangen administrerbar, da der kan gives tilladelse til mindre projekter

gennem en automatisk godkendelsesproces, som ikke medfører langesagsbehandlingsti-

der.



Individuel behandling for projekter på 10 kV med flere end to aktører

samt

for alle projek-

ter over 10 kV. Når der er flere aktører, må den direkte linje ikke få karakter af distribution,

hvorfor det kræver en individuel behandling af disse projekter. Ansøgningerne kan vurde-

res ud fra objektive og ikke-forskelsbehandlende kriterierne, fx de kriterier, der er identifi-

ceret i denne analyse, som tilsammen kan danne grundlaget for en samfundsøkonomiske

vurdering. De endelige kriterier for tilladelse til direkte linjer vil skulle fastsættes i forbin-

delse med en egentlig udmøntning af direkte linjer i dansk lovgivning

Der lægges med denne model op til, at der ikke tillades direkte linjer for projekter på 0,4 kV.

Afgrænsningen følger særligt af den kvantitative analyse, der viser, at der er færre samfunds-

økonomiske gevinster at hente i scenariet, hvor en havvindmølle kobles til et forbrugsanlæg,

der er tilsluttet i 0,4 kV.

Tabel 12 opsummerer en potentiel justeringsmodel for tilladelse til direkte linjer, som er udar-

bejdet på baggrund af de kvantitative analyser.

Tabel 12 Administration af en justeringsmodel for direkte linjer

Projekter på 10 kV med max 2 aktører

Kriterier: Mindre projekter med to aktører

skal leve op til et afstandskrav for den di-

rekte linjer

Administration: Indebærer en standardi-

seret (automatisk) behandling af projek-

tet. En ansøger indsender således oplys-

ninger om linjen direkte til Energistyrel-

sen, som godkender ansøgningen auto-

matisk, såfremt linjen opfylder de fast-

lagte krav om afstand og antal aktører.

Projekter på 10 kV med flere end to aktører

samt

alle

projekter over 10 kV

Kriterier: Projekterne skal vurderes i deres helhed ud

fra samfundsmæssige konsekvenser baseret på føl-

gende parametre:



Afstanden på linjen mellem forbrug og produk-

tion



Belastning i det kollektive elnet



Samtidighed mellem forbrug og produktion



Nyt vs. eksisterende forbrugs- og produktionsan-

læg

Øvrige hensyn:



Sammenhæng med øvrig netplanlægning



Skærpede krav ved anlæg på havet

Administration: Ansøgningen bliver behandlet indivi-

duelt af Energistyrelsen. Ansøgningen skal vurderes i

sin helhed ud fra den samfundsøkonomiske effekt af

projektet, der estimeres i en standardiseret beregner

udviklet af Energistyrelsen, som måler på ovenstående

parametre.

3.3.5 Model 3: Afskaffelse af gældende regler

I dette afsnit undersøges en afskaffelsesmodel, hvor nuværende regler afskaffes og direkte lin-

jer tillades, uden at den direkte linje skal opfylde en række kriterier. Der lægges i denne model

op til ikke at lave en afgrænsning på spændingsniveau. Det vil således være alle projekter fra

0,4 kV og op, der har mulighed for at etablere direkte linjer.

Tilladelse til etablering af en direkte linje skal dog fortsat være i tråd med direktivets overord-

nede formål og principper. Det betyder, at en direkte linje ikke må have karakter af transmissi-

ons- eller distributionsnet, ligesom den fx ikke må kunne anses som en omgåelse af kravet om

reel adskillelse af transmission fra produktion og handel, som beskytter tredjeparts ikke-diskri-

minerende adgang til den kollektive infrastruktur.

KEF, Alm.del - 2021-22 - Bilag 125: Orientering om rapport fra Energistyrelsen om direkte linjer og geografisk differentierede forbrugstariffer (Opfølgning på L 67 2020-21)

KAPITEL 3: ANALYSE AF DIREKTE LINJER

Samfundsøkonomi

Der kan forekomme betydelige samfundsøkonomiske konsekvenser i det tilfælde, at der ikke

fastsættes kriterier for etablering af direkte linjer. Det skyldes, at der ikke er overensstemmelse

mellem de selskabsøkonomiske og samfundsøkonomiske konsekvenser ved tilladelse af direkte

linjer. En selskabsøkonomisk analyse viser projektets regnskabsmæssige økonomi set fra den

private aktørs perspektiv, imens den samfundsøkonomiske analyse viser de samlede konse-

kvenser for samfundet af direkte linjer sammenlignet med scenariet, hvor anlæggene (forbrug

og produktion) tilsluttes individuelt i det kollektive elnet. Forskellen mellem selskabsøkonomi

og samfundsøkonomi inden for direkte linjer er derfor fx de afledte effekter på behovet for at

udbygge det kollektive elnet, der betales kollektivt af de danske netbrugere.

Implements analyse finder, at der kan være tilfælde, hvor der er et selskabsøkonomisk rationale

i at etablere direkte linjer over meget lange afstande, men hvor der ikke er en samfundsøkono-

misk gevinst. Fx kan der for en stor varmepumpe (115.000 MWh/år varmeproduktion) potentielt

være en selskabsøkonomisk gevinst ved at etablere en direkte linje på helt op til 128 km (set

over en 30-årig horisont)

. Det vil omvendt medføre et samlet tab på 141 mio. kr. (over en 30-

årig horisont) for netvirksomheden og dermed elkunderne på grund af tabte tarifindtægter, til-

slutningsomkostninger mv. På den baggrund vurderes det, at såfremt der ikke opstilles nogle

kriterier for tilladelse til etablering af direkte linjer, kan der forekomme situationer, hvor direkte

linjer kan medføre negative samfundsøkonomiske konsekvenser.

Kilde: Implement Consulting Group (2021)

Figur 12 Samfundsøkonomisk tab ved direkte linjer uden kriterier for tilladelse

Energinets analyse peger tilsvarende på, at der kan opstå samfundsøkonomiske tab, hvis den

direkte linje medfører

mere

elnet før tilslutningspunktet i det kollektive transmissionsnet. Ener-

ginet estimerer, at den direkte linje kan medføre op mod 70 km ekstra infrastruktur inden til-

slutningspunktet til det kollektive elnet, før der snævert set er et samfundsøkonomisk tab i for-

hold til individuel tilslutning. Derudover er det en væsentlig betingelse i Energinets analyse, at

der er tale om nyt forbrug og ny produktion, der kan samplaceres. Det bekræfter således, at

direkte linjer kan medføre samfundsøkonomiske tab, hvis der ikke opstilles kriterier herfor.

Fordelingseffekter

Ved en afskaffelsesmodel er der en risiko for, at øvrige elkunder, som anvender det kollektive

elnet, kan risikere at opleve en betydelig fordelingsmæssig effekt, hvis der opstilles meget lem-

pelige regler for etablering af direkte linjer. Som nævnt ovenfor finder Implement fordelings-

mæssige effekter ved direkte linjer på op mod 141 mio. kr. i deres beregningseksempel, som er

et tab for netvirksomheder og dermed elkunderne pga. tabte tarifindtægter, tilslutningsom-

kostninger m.v.

10 Forudsætninger: længde af direkte linje er 1 km, samtidighedsfaktor på 0,9, og en produktionskapacitet

af vindmølle 25 MW.

KEF, Alm.del - 2021-22 - Bilag 125: Orientering om rapport fra Energistyrelsen om direkte linjer og geografisk differentierede forbrugstariffer (Opfølgning på L 67 2020-21)

KAPITEL 3: ANALYSE AF DIREKTE LINJER

Omfordelingseffekten opstår, da der som nævnt kan være selskabsøkonomisk rationale i at

etablere direkte linjer over fx længere afstande end det, der vurderes at væres samfundsøko-

nomisk optimalt, jf. Figur 12.

Effekt på statens afgiftsprovenu

Som ved en justering af gældende regler (afsnit 3.3.3) forventes der ingen effekt på statens af-

giftsprovenu i det tilfælde, at det samlede nationale elforbrug ikke ændres som følge af tilla-

delse til etablering af direkte linjer.

Administrerbarhed

Som ved justeringsmodellen er det ved en afskaffelsesmodel nødvendigt at lave en kombina-

tion af en standardiseret og individuel behandling. Det skyldes, at projekter med over 2 aktører

på distributionsniveau samt alle projekter på transmissionsniveau fortsat kræver en individuel

behandling, da det skal vurderes, om der er tale om omgåelse af henholdsvis transmissions-

eller distributionskravene.

Selvom afskaffelsesmodellen ikke indeholder nogle kriterier for etablering af direkte linjer, skal

sagsbehandlingsprocessen fortsat være underlagt forvaltningsrettens principper om bl.a. lige-

behandling af ens sager og pligten til at få en sag tilstrækkelig oplyst. Det gælder således, at

selvom de forvaltningsretlige principper ikke begrænses af fastlagte kriterier, vil det stadig

være nødvendigt at sikre disse princippers overholdelse i sagsbehandlingen.

Det vurderes på den baggrund, at afskaffelsesmodellen rent praktisk fortsat vil resultere i en

del individuel sagsbehandling.



Standardiseret behandling: Direkte linjer mellem maksimalt to aktører på distributionsnet-

tet godkendes automatisk og uden krav til etablering. Tilgangen sikrer en hurtig projektre-

alisering. Omvendt er der ingen sikkerhed for realisering af samfundsøkonomiske gevin-

ster, jf. forrige afsnit om samfundsøkonomi.



Individuel behandling: For direkte linjer med flere end 2 aktører på distributionsnettet

samt

alle projekter på transmissionsnettet sker tilladelse via en individuel behandling. Til-

gangen skal sikre, at den direkte linje fx ikke får karakter af et distributionsnet eller er en

de facto omgåelse af direktivets grundlæggende krav og principper for transmissionsnet.

Der fastlægges derudover ingen yderligere kriterier for tilladelse til etablering.

Tabel 13 Administration af en afskaffelse af gældende regler for direkte linjer

Projekter på distributionsnettet med 2 aktø-

rer

Kriterier: Direkte linjer på distributionsnettet

med 2 aktører godkendes automatisk og

uden krav til etablering.

Administrationen: Indebærer en standardise-

ret (automatisk) behandling af projektet. En

ansøger indsender således oplysninger om

linjen direkte til Energistyrelsen, som godken-

der ansøgningen automatisk.

Projekter med flere end 2 aktører

samt

alle pro-

jekter på transmissionsnettet

Kriterier: For direkte linjer med flere end 2 aktører

samt alle projekter på transmissionsnettet sker til-

ladelse via en individuel behandling. Denne til-

gang skal sikre, at den direkte linje hverken får ka-

rakter af et distributionsnet eller er en de facto

omgåelse af direktivets grundlæggende krav og

principper for transmissionsnet.

Administration: Ansøgningen bliver behandlet in-

dividuelt af Energistyrelsen. Ansøgningen skal vur-

deres i sin helhed ud fra om projektet får karakter

af distribution eller transmission.

3.4 Ejerskab af direkte linjer

Såfremt direkte linjer tillades via enten en justering eller afskaffelse af gældende regler er der

behov for at tage stilling til, hvem der skal eje den direkte linje.

Der er identificeret tre mulige modeller for ejerskab af direkte linjer:

Energinet og netvirksomheder har ejerskab (monopol)

Kommercielt ejerskab

Hybridversion, hvor både Energinet, netvirksomheder og private aktører kan have ejerskab

Tabel 14 nedenfor opsummerer de tre modeller, herunder fordele og ulemper.

KEF, Alm.del - 2021-22 - Bilag 125: Orientering om rapport fra Energistyrelsen om direkte linjer og geografisk differentierede forbrugstariffer (Opfølgning på L 67 2020-21)

KAPITEL 3: ANALYSE AF DIREKTE LINJER

Tabel 14 Ejerskab af direkte linjer

Model 1: Energinet/Netvirksom-

heder

Beskrivelse: Energinet og

netvirksomhederne har monopol

på etablering af drift af direkte

linjer, hvor priser og vilkår

underlægges regulering.

Omkostningerne holdes uden for

den regulerede økonomi.

Fordele/Ulemper

Større sikkerhed for den

direkte linje ses i

sammenhæng med den

øvrige netplanlægning

Monopolselskaberne er

neutrale over for aktørerne

Ny regulering af monopol-

selskaberne og kontrol her-

med, hvilket kan være

meget omfattende

Priser og vilkår underlægges

regulering af

monopolselskaber

Model 2: Kommercielt ejer-

skab

Beskrivelse: Kommercielle

aktører ejer de direkte linjer,

hvor priser og vilkår aftales

frit. Netvirksomheder og

Energinet har ikke mulighed

for at byde på opgaven.

Model 3: Hybridversion

Beskrivelse: Både Energinet, net-

virksomheder og private aktører

kan eje direkte linjer, hvor priser

og vilkår aftales frit. Omkostnin-

gerne for Energinet og netvirk-

somhederne holdes uden for

den regulerede økonomi.

Fordele/Ulemper

Priser og vilkår

konkurrenceudsættes,

hvilket kan skabe lave priser

og favorable vilkår

Ny regulering af monopol-

selskaberne og kontrol her-

med

Risiko for mindre fokus på

Energinets og netvirksom-

hedernes kerneopgave

Sværere at sikre hensynet til

den øvrige netplanlægning

Tabel 15 Oversigt over de samfundsøkonomiske, fordelingsmæssige, afgiftsmæssige og admi-

nistrerbare hensyn

Vurderingskriterie

Samfundsøkonomi

Fastholdelse

Modellen har be-

grænset effekt på

samfundsøkono-

mien.

Ingen effekt.

Justering

Modellen kan medføre sam-

fundsøkonomiske gevinster.

Afskaffelse

Modellen sikrer ikke realise-

ring af samfundsøkonomiske

gevinster og kan medføre

samfundsøkonomiske tab.

Det er ikke muligt at sikre et

begrænset omfang af forde-

lingsmæssige konsekvenser,

da der ikke opstilles objek-

tive og ikke-forskelsbehand-

lende kriterier.

Afgiftsprovenuet forventes

ikke at ændre sig på grund

af en justering af gældende

regler for direkte linjer.

Der implementeres et stan-

dardiseret (automatisk) an-

søgningssystem og indivi-

duel behandling.

Modellen vurderes at være

administrerbar både for ak-

tører, netvirksomheder og

Energistyrelsen.

Fordelingseffekter

Fordele/Ulemper

Priser og vilkår

konkurrenceudsættes,

hvilket kan skabe lave

priser og favorable

vilkår

Der kræves ingen ny

regulering af priser og

vilkår

Sværere at sikre

hensynet til den øvrige

netplanlægning

Fordelingseffekter kan be-

grænses, men det kan ikke

udelukkes, at der forekom-

mer en omfordeling.

Afgiftsprovenu

Ingen effekt.

Administrerbarhed

Ingen udfordrin-

ger, da nuvæ-

rende regler fast-

holdes.

Afgiftsprovenuet forventes

ikke at ændre sig på grund

af en justering af gældende

regler for direkte linjer.

Der implementeres et stan-

dardiseret (automatisk) an-

søgningssystem og indivi-

duel behandling.

Modellen vurderes at være

administrerbar både for ak-

tører, netvirksomheder og

Energistyrelsen.

3.5 Opsummering

Samlet set vurderes det, at en justeringsmodel i højere grad sikrer samfundsøkonomiske hen-

syn, hvorimod en fuld afskaffelse af gældende regler indebærer en risiko for, at der ikke kan

tages de nødvendige samfundsøkonomiske hensyn, der skal til for at understøtte den meste

effektive omstilling af energisystemet frem mod indfrielsen af klimamålene.

KEF, Alm.del - 2021-22 - Bilag 125: Orientering om rapport fra Energistyrelsen om direkte linjer og geografisk differentierede forbrugstariffer (Opfølgning på L 67 2020-21)

KAPITEL 4: ANALYSE AF MATRIKELKRAVET OG LOKAL KOLLEKTIV TARIFERING

KAPITEL 4: ANALYSE AF MATRIKEL-

KRAVET OG DELING AF EL VIA DET

KOLLEKTIVE ELNET

Dette kapitel gennemgår først en

fastholdelse, justering

eller

afskaffelse

af ”matrikelkravet”. Der-

næst undersøges en alternativ mulighed for at dele el via det kollektive elnet. Konkret undersø-

ges muligheden for, hvorvidt lokale sammenslutninger af netbrugere kan få afspejlet de bespa-

relser, deres samlede forbrug og produktion giver anledning til for elnettet, i én fælles bereg-

ning af tarifferne. Denne model for tarifberegning kaldes i nærværende rapport for ”lokal kol-

lektiv tarifering”. Lokal kollektiv tarifering kan være en alternativ måde at understøtte en mere

omkostningsægte tarifbetaling, og modellen kan anses som en tarifløsning, der mere direkte

tager højde for lokalt samspil, end geografisk differentierede forbrugstariffer.

Energistyrelsens administrative praksis accepterer, at egenproducenter kan koble produktion

og forbrug direkte via egne

interne net.

Egenproducenter opnår hermed en tarifbesparelse på

det forbrug og produktion, der foregår ”bag måleren” (dvs. uden om det kollektive elnet).

Samtidig kan en egenproducent, som ejer sit eget produktionsanlæg, fritages fra at betale elaf-

gift. For at kunne klassificeres som egenproducent, skal to krav være opfyldt:

Krav om tæt og reel geografisk sammenhæng mellem produktion og forbrug (”matri-

kelkravet”)

Hvis egenproducentens produktionsanlæg ejes af tredjepart, skal tredjeparten for-

blive underlagt egenproducentens instrukser.

Hvad er matrikelkravet?

”Matrikelkravet” er et krav, som skal opfyldes for at kunne klassificeres som egenproducent

og betyder, at der skal være en tæt og reel geografisk sammenhæng mellem produktion og

forbrug.

Kravet om tæt og reel geografisk sammenhæng er opfyldt, når produktionsanlægget enten

er tilsluttet direkte i elkundens egen forbrugsinstallation eller placeret på forbrugsstedet.

Hvad angår geografisk sammenhæng behøver der dog ikke være tale om én samlet matri-

kel. Produktionen kan således godt placeres uden for elkundens egen matrikel. Tæt og reel

geografisk sammenhæng foreligger fx, hvis forbrugs- og produktionsstederne er fordelt på

sammenhængende matrikler og beliggende nær hinanden.

4.1 Matrikelkravet

I dette afsnit beskrives gældende regler for egenproducenters adgang til at koble produktion

og forbrug direkte via såkaldte

interne net

og i den forbindelse det såkaldte ”matrikelkrav”, der

gælder i forbindelse med interne net. Dernæst gennemgås mulighederne for at ændre gæl-

dende regler.

Eksempel: Egenproducent

En egenproducent kan fx være en husstand med solceller på taget. Husstanden har derved

mulighed for at kunne dække dele af sit eget elforbrug med solcellerne uden på de tids-

punkter at skulle trække på det kollektive elnet. Hvis husstanden godkendes som egenpro-

ducent, vil den kun skulle betale nettarif mv. for den el, husstanden trækker på det kollektive

elnet. Husstanden vil fortsat have tilslutning til det kollektive elnet og derved mulighed for

at dække hele elforbruget, når solen ikke skinner. Hvis egenproducenter har behov for yder-

ligere netkapacitet udover den el, de producerer selv, vil de skulle betale for denne kapaci-

tet (det sker lige nu ved en såkaldt rådighedstarif).

4.1.1 Gældende regler

Elkunder og elproducenter betaler i udgangspunktet nettariffer mv. for den mængde el, de en-

ten forbruger eller producerer. På den måde bidrager alle netbrugere til vedligeholdelsen og

udbygningen af det kollektive elnet. Elkunder, der både producerer og forbruger el, har dog i

dag mulighed for at blive

egenproducenter.

KEF, Alm.del - 2021-22 - Bilag 125: Orientering om rapport fra Energistyrelsen om direkte linjer og geografisk differentierede forbrugstariffer (Opfølgning på L 67 2020-21)

KAPITEL 4: ANALYSE AF MATRIKELKRAVET OG LOKAL KOLLEKTIV TARIFERING

4.1.2 Mulighed for at ændre regler

I dette afsnit undersøges muligheden for at justere og afskaffe ”matrikelkravet”, for at se om

blandt andet borgerenergifællesskaber og VE-fællesskaber ville kunne blive egenproducenter

(med interne net) og herigennem dele el.

I EU-retslig forstand er man

enten

et energifællesskab (borgerenergi- eller VE-fællesskaber)

el-

ler

en egenproducent. Det betyder, at en justering eller afskaffelse at ”matrikelkravet” vil være

uden betydning for borgerenergi- og VE-fællesskabers adgang til at kunne klassificeres som

egenproducent.

Individuelle elkunders adgang til at blive klassificeret som egenproducenter skal ses i lyset af

VE-direktivets bestemmelser om VE-egenforbrugere, som fremgår af nedenstående boks.

Definition af VE-egenforbrug, jf. VE-direktivet artikel 2, stk. 1 nr. 14

VE-egenforbruger defineres som en slutkunde, der opererer på sin lokalitet inden for af-

grænsede områder eller, hvis en medlemsstat tillader det, på andre lokaliteter, og som pro-

ducerer vedvarende elektricitet til eget forbrug og som kan lagre eller sælge egenproduce-

ret vedvarende elektricitet, forudsat at disse aktiviteter — for så vidt angår andre VE-egen-

forbrugere end husholdninger — ikke udgør deres primære forretnings- eller erhvervsmæs-

sige virksomhed

En VE-egenforbruger er en elkunde, der opererer på

sin lokalitet

inden for afgrænsede områ-

der eller på

andre lokaliteter.

Kravet til egenproducenter om, at der skal være en tæt og reel

geografisk sammenhæng mellem produktion og forbrug (”matrikelkravet”), kan i dag opfyldes

ved, at elkundens produktion enten placeres inden for egen matrikel (dvs. på

sin lokalitet)

eller

uden for egen matrikel (dvs.

andre lokaliteter).

Matrikelkravet vurderes således allerede at være i overensstemmelse med de regler VE-direkti-

vet fastsætter for en elkundes ret til at kunne klassificeres som egenproducent.

På den baggrund

fastholdes

matrikelkravet, og der foretages dermed ikke en yderligere vurde-

ring af en

justering

eller

afskaffelse

af matrikelkravet i henhold til samfundsøkonomi, fordelings-

effekter, effekt på statens afgiftsprovenu og administrerbarhed.

Lokal kollektiv tarifering gennemgås i det følgende afsnit (4.2) som et alternativ til en ændring

af gældende praksis for ”matrikelkravet”, der kan imødekomme efterspørgslen efter at for-

bedre rammerne for deling af el for bl.a. borgerenergi- og VE-fælleskaber.

4.2 Lokal kollektiv tarifering

I dette afsnit gennemgås først de gældende regler for lokal kollektiv tarifering. Dernæst vurde-

res mulighederne for at justere gældende regler.

4.2.1 Gældende regler

Et alternativ til et internt net kan være indførelse af metoder for lokal kollektiv tarifering. Så-

fremt Energinet og netvirksomhederne udvikler sådanne metoder, kan de tilbyde lokale sam-

menslutninger af netbrugere en tarifbesparelse, hvis deres samlede forbrug og produktion gi-

ver anledning til reelle, dokumenterbare reduktioner af behovet for kapaciteten i elnettet.

Det er under gældende regler principielt muligt for Energinet og netvirksomhederne at udvikle

metoder, der kan tilbyde deres kunder en lokal kollektiv tarifering. Muligheden for lokal kollek-

tiv tarifering gælder i udgangspunktet for alle lokale sammenslutninger af netbrugere, dvs.

også for borgerenergifællesskaber og VE-fællesskaber. Det gældende forbud mod geografisk

differentierede forbrugstariffer samt manglende adgang til forbrugs- og produktionsdata i re-

altid fra individuelle målere gør det imidlertid svært at implementere i praksis.

Med de rette rammer vil lokale sammenslutninger af netbrugere fx kunne tilbyde fordele via

decentral elproduktion, lagring og fleksibelt forbrug. Det kræver imidlertid, at Energinet og

netvirksomhederne udvikler en tarifmodel, der kan belønne hensigtsmæssig kollektiv adfærd

fra de lokale sammenslutninger af netbrugere.

KEF, Alm.del - 2021-22 - Bilag 125: Orientering om rapport fra Energistyrelsen om direkte linjer og geografisk differentierede forbrugstariffer (Opfølgning på L 67 2020-21)

KAPITEL 4: ANALYSE AF MATRIKELKRAVET OG LOKAL KOLLEKTIV TARIFERING

Eksempel: Lokal kollektiv tarifering af borgerenergifællesskaber

Et eksempel kunne være et borgerenergifællesskab, der både har solceller og ladestandere

tilsluttet det kollektive elnet. Borgerenergifællesskabet forbruger og producerer el på en

måde, der kan bidrage med dokumenterbare fordele for elnettet. Dette kan den pågæl-

dende netvirksomhed afspejle i én samlet tarifering af fællesskabets forbrug og produktion.

I den konkrete tarifmetode kunne det fx være en aftale om et maksimalt samlet effekttræk

på det kollektive elnet fra borgerenergifællesskabet (det vil sige, at det samlede forbrug fra-

trukket produktionen på et hvert tidspunkt ikke må overstige en aftalt grænse).

Figur 13 viser to eksempler på, hvordan der kan laves en fælles beregning af tariffen. Beregnin-

gen kan enten være baseret på et fysisk målepunkt i elnettet (tarifgrundlag beregnet på bag-

grund af fælles måling) eller etableres ved at summere flere individuelle målinger (tarifgrund-

lag beregnet på baggrund af individuelle målinger).

Figur 13 Illustration af mulige modeller for lokal kollektiv tarifering

Det er i dag i udgangspunktet muligt at udarbejde metoder for lokal kollektiv tarifering inden

for lovgivningen, jf. afsnit 4.2.1. Der er dog i praksis endnu ikke udviklet en tarifmetode for at

beregne lokalt forbrug og produktion samlet for lokale sammenslutninger af netbrugere. En

udfordring er blandt andet, at en sådan metode skal kunne vise, at tariferingen er omkost-

ningsægte. Det vil sige, at de lokale sammenslutningers brug af elnettet leder til faktiske og

dokumenterbare besparelser i elnettet, der svarer til tarifreduktionen. Det er i praksis vanskeligt

at beregne de faktiske besparelser. Det kan derfor være hensigtsmæssigt at undersøge, hvor-

vidt reguleringen kan fremme muligheden herfor.

Det er en forudsætning, at evt. regelændringer overholder principperne for udformningen af

tariffer, herunder det såkaldte kompetenceforbehold, jf. kapitel 2.

Barrierer for muligheden for lokal kollektiv tarifering

Adgang til forbrugs- og produktionsdata

Såfremt alle netbrugere bag samme fysiske måler i elnettet er med i den lokale kollektive tari-

feringsaftale, er det i dag allerede muligt at få adgang til forbrugs- og produktionsdata i høj

tidsopløsning direkte fra måleren. I sådanne tilfælde er adgang til data med andre ord ikke en

barriere.

Hvis det der imod ikke er muligt at anvende en fælles fysiske måler, er der behov for at kunne

aflæse de individuelle målere i samme høje tidsopløsning. De individuelle målere bliver imidler-

Anm.: De stiplede linjer afgrænser, hvilke netbrugere der er inkluderet i sammenslutningen. ”M” viser, hvor der er

opsat målere. De blå målere viser, hvorfra beregningen af den lokale kollektive tarif foretages. I figuren t.v. er alle

netbrugere bag den fysiske måler med i sammenslutningen. I figuren t.h. er det kun nogle af netbrugerne bag

den fysiske måler, der er med i sammenslutningen. Her benyttes de individuelle målere i stedet til beregningen.

4.2.2 Mulighed for at ændre regler

tid aflæst på timebasis i dag. Da det samlede effekttræk kan variere inden for de enkelte timer,

vurderes timebaseret data ikke at være tilstrækkeligt til at kunne påvise reducerede omkostnin-

ger i elnettet. Brug af individuelle målinger forudsætter derfor, at det bliver muligt for netbru-

gerne at trække data ud direkte fra deres egne målere.

Det vurderes derfor hensigtsmæssigt at justere de regulatoriske rammer, så data kan gøres let

og sikkert tilgængeligt gennem fjernadgang til målerdata og ikke kun adgang via direkte til-

kobling af eksterne enheder til måleren. Den konkrete form for fjernadgang vil skulle specifice-

res, men kan fx være lokal trådløs adgang til data, hvor der sikres nødvendig sikkerhed om da-

taadgang mv. Der vurderes at være uhensigtsmæssigt store administrationsomkostninger for-

bundet med én central adgang via fx Datahub eller netvirksomhedernes egne IT-systemer.

Det er i sidste ende op til Energinet og netvirksomhederne at udvikle de konkrete metoder for

lokal kollektiv tarifering og Forsyningstilsynet, der har kompetencen til at godkende meto-

derne.

KEF, Alm.del - 2021-22 - Bilag 125: Orientering om rapport fra Energistyrelsen om direkte linjer og geografisk differentierede forbrugstariffer (Opfølgning på L 67 2020-21)

KAPITEL 4: ANALYSE AF MATRIKELKRAVET OG LOKAL KOLLEKTIV TARIFERING

Forbud mod geografisk differentiering

En anden væsentlig barriere for udviklingen af omkostningsægte lokal kollektiv tarifering er

forbuddet mod geografisk differentiering, der i dag forhindrer Energinet og netvirksomhe-

derne i at udvikle lokale kollektive tarifmetoder med udgangspunkt i det lokale netforhold. Da

de lokale forhold kan variere meget inden for netområderne, er det kun meningsfuldt, hvis de

enkelte lokale kollektive tariferingsaftaler kan afspejle de konkrete behov i tarifferne.

Det vurderes derfor hensigtsmæssigt, at lokal kollektiv tarifering undtages fra forbuddet mod

geografisk differentiering for at muliggøre tarifering med udgangspunkt i de lokale nettekniske

forhold i elnettet. Det vil muliggøre mere omkostningsægte tariffer, der i højere grad afspejler

de konkrete besparelser, de enkelte lokale sammenslutninger af netbrugere giver anledning til.

Fordelingseffekter

Det er en væsentlig forudsætning, at sammenslutningerne af lokale netbrugere rent faktisk af-

laster elnettet. Hvis ikke dette er tilfældet, sker der blot en omfordeling, hvor de resterende el-

kunder risikerer at skulle betale mere for det kollektive elnet.

Omfanget og karakteren af omfordelingseffekter afhænger af fastsættelsen af den lokale kol-

lektive tarif, vist i tabel 16. Det skal understreges, at omkostningsægthed og ikke-diskrimina-

tion, jf. kapitel 2, er vigtige hensyn for Forsyningstilsynet, når de skal godkende tarifmetoder.

Tabel 16 Oversigt over potentielle fordelingseffekter afhængig af fastsættelsen af den lokale

kollektive tarif

Tarifniveau

For lav tarif

Omkostnings-

ægte tarif

For høj tarif

forventede samfundsøkonomiske gevinst ved at forbedre rammerne for lokal kollektiv tarife-

ring.

4.3 Vurdering af lokal kollektiv tarifering

I dette afsnit vurderes lokal kollektiv tarifering kvalitativt ud fra de samme parametre i tillægs-

betænkningen, som i de andre analyser: samfundsøkonomi, fordelingsvirkninger, statens af-

giftsprovenu og administrerbarhed.

Samfundsøkonomi

Analysen finder bl.a., at samtidighed mellem produktion og forbrug kan bidrage positivt til

samfundsøkonomien. Lokal kollektiv tarifering kan også medføre en samfundsøkonomisk ge-

vinst, hvis aktøren kan reducere effektbehovet i elnettet gennem udjævning af produktion eller

forbrug og dermed reducere udbygnings- og forstærkningsbehovet i elnettet.

De mulige samfundsøkonomiske gevinster skal holdes op imod de omkostninger, der er for-

bundet med implementeringen af lokal kollektiv tarifering. Det kan fx være omkostninger for-

bundet med at sikre, at de lokale sammenslutninger af netbrugeres samlede, samtidige belast-

ning af elnettet kan verificeres og sanktioneres. Dette beskrives nærmere under afsnittet ”Ad-

ministrerbarhed”.

Det forventes alt andet lige, at bedre rammer for lokal kollektiv tarifering vil øge mængden af

aftaler. Det har imidlertid ikke været muligt at kvantificere den konkrete efterspørgsel på lokal

kollektiv tarifering fra netbrugerne. Det har derfor heller ikke været muligt at kvantificere den

Potentielle fordelingseffekter

Fastsættes tariffen for lavt, sker der en omfordeling fra de øvrige forbrugere af det

kollektive elnet til modtagerne af de lokale kollektive tariffer.

En omkostningsægte tarif vil bidrage til en mere effektiv udnyttelse af det kollek-

tive elnet og belønne sammenslutningen af lokale netbrugere for de besparelser,

de giver anledning til.

Fastsættes tariffen for højt, sker der en omfordeling fra modtagerne af de lokale

kollektive tariffer til de øvrige forbrugere af det kollektive elnet. I en sådan situa-

tion vil de kollektivt tariferede kunder dog næppe finde det attraktivt at deltage i

ordningen.

Afgiftsprovenu

Med lokal kollektiv tarifering vil elafgiften fortsat baseres på de individuelle målere. Derfor vil

det alt andet lige ikke påvirke statens samlede afgiftsprovenu. Forbruget forventes samlet set

ikke at ændre sig væsentligt på grund af kollektiv tarifering.

Administrerbarhed

Lokal kollektiv tarifering vurderes at medføre en administrationsbyrde for både de lokale sam-

menslutninger af netbrugere og for Energinet og netvirksomhederne, der skal opvejes af de

fordele, der kan opnås. Administrationsbyrden forventes alt andet lige at være mindre, såfremt

den lokale kollektive tarifering kan beregnes på baggrund af en fælles fysisk måler frem for in-

dividuelle målere.

KEF, Alm.del - 2021-22 - Bilag 125: Orientering om rapport fra Energistyrelsen om direkte linjer og geografisk differentierede forbrugstariffer (Opfølgning på L 67 2020-21)

KAPITEL 4: ANALYSE AF MATRIKELKRAVET OG LOKAL KOLLEKTIV TARIFERING

De lokale sammenslutninger af netbrugere vil skulle anvende systemer, der på baggrund af fy-

sisk aflæst eller fjernaflæst målerdata kan styre og dokumentere deres samlede effekttræk. Det

er forventningen, at sådanne styringssystemer findes på markedet. Der vil dog formentlig ligge

en vis administrationsbyrde i at tilpasse disse til specifikke krav, der skal være opfyldt for, at

Energinet og netvirksomheder kan godkende anvendelsen af systemet. Det kan fx være krav,

der sikrer korrekt og sikker overlevering af oplysninger ligeså vel som krav, som forhindrer ma-

nipulation af data.

Energinet eller de pågældende netvirksomheder vil efterfølgende skulle verificere og få ad-

gang til at efterprøve måleraflæsningerne for at sikre, at de lokale sammenslutninger af net-

brugere overholder de konkrete aftaler, der giver anledning til eventuelle tarifreduktioner. Det

giver også anledning til administrative omkostninger for Energinet og netvirksomhederne, som

givetvis kan give anledning til at opkræve gebyrer hos det lokale fællesskab.

I og med at lokal kollektiv tarifering ikke har været anvendt tidligere, vurderes det også at

kræve en særlig udviklingsindsats hos Energinet og netvirksomhederne for at fastsætte de

konkrete metoder for lokal kollektiv tarifering.

Det fremgår af elmarkedsdirektivet 2019/944, at lovrammerne skal sikre mulighed for at foran-

stalte deling af elektricitet inden for borgerenergifællesskaber. Lovrammerne må dog ikke be-

røre gældende tariffer. Tariferingen skal bygge på en gennemsigtig cost-benefit analyse, der

viser, at borgerenergifællesskaber tariferes omkostningsægte, når de deler elektricitet. Til brug

herfor skal den nationale kompetente myndighed udarbejde en cost-benefit analyse af distri-

buerede energiressourcer, der kan indgå i netvirksomhedernes og Energinets overvejelser i for-

Det vurderes samlet set at være fordelagtigt at fremme muligheden for lokal kollektiv tarifering

for aktører på alle spændingsniveauer, herunder for fx borgerenergifællesskaber og større ak-

tører som industrifælleskaber. Det skal understreges, at hvis modellen skal etableres i praksis,

så kræver det, at både Energinet og netvirksomhederne arbejder proaktivt med konceptet og

indgår i et samarbejde om kollektiv tarifering og samtidig går i dialog med de potentielle lo-

kale sammenslutninger om at fastlægge de tekniske forudsætninger og de økonomiske for-

dele, der potentielt kan opnås.

bindelse med deres metodeudvikling for tarifering. Med brugen af begrebet ”distribuerede

energiressourcer” lægges der i både elmarkeds- og VE-direktivet særlig vægt på decentral

produktion, fleksibelt forbrug og lagring, der er tilsluttet distributionsnettet.

Nærværende rapport indebærer en samfundsøkonomisk vurdering af effekten ved geografisk

differentiering af forbrugstariffen samt muligheden for at tage højde for det lokale samspil

mellem forbrug og produktion i form af en lokal kollektiv tarif. Det er dermed et ud af to væ-

sentlige led i en cost-benefit betragtning af distribuerede energiressourcer. Det andet led be-

står i en vurdering af omkostninger og fordele i elnettet afhængig af tid. Energistyrelsen har i

den forbindelse i foråret 2021 bedt konsulentfirmaet Utiligize udarbejde en analyse af distribu-

erede energiressourcers påvirkning af elnettet. Analysen fra Utiligize, som er tilgængelig på

Energistyrelsens hjemmeside, betragter fordele og omkostninger ved distribuerede energires-

Tabel 17 Oversigt over de samfundsøkonomiske, fordelingsmæssige, afgiftsmæssige og admi-

nistrerbare hensyn

Vurderingsparameter

Samfundsøkonomi

Fordelingseffekter

Afgiftsprovenu

Administrerbarhed

Vurdering

Modellen kan potentielt have en samfundsøkonomisk positiv effekt. Det er

dog uvist, om størrelsen på effekten vil være signifikant.

Anvendelsen af lokal kollektiv tarifering forventes ikke at medføre væsent-

lige fordelingseffekter.

Afgiftsprovenuet forventes ikke at ændre sig på grund af lokal kollektiv tari-

fering.

Modellen forventes at være relativt administrerbar. Det afhænger dog af de

konkrete metoder, som skal udvikles af netvirksomhederne og Energinet og

godkendes af Forsyningstilsynet.

4.5 Cost-benefit analyse af distribuerede energiressourcer

4.4 Opsummering

KEF, Alm.del - 2021-22 - Bilag 125: Orientering om rapport fra Energistyrelsen om direkte linjer og geografisk differentierede forbrugstariffer (Opfølgning på L 67 2020-21)

KAPITEL 4: ANALYSE AF MATRIKELKRAVET OG LOKAL KOLLEKTIV TARIFERING

sourcer i forhold til både tid og geografi. Denne analyse har bidraget til Energistyrelsens ar-

bejde med vurderingen af de samfundsøkonomiske fordele og ulemper, distribuerede energi-

ressourcer kan bidrage med.

Nærværende rapport anbefaler i højere grad at gøre brug af geografisk differentiering og kol-

lektiv tarifering for at udnytte det fulde samfundsøkonomiske potentiale. En yderligere vurde-

ring af de konkrete fordele og omkostninger vil skulle foretages af den pågældende netvirk-

somhed eller Energinet ved udarbejdelse af tarifmetoder og skal godkendes af Forsyningstilsy-

net.

Det vurderes, at den foreliggende anbefaling i rapporten kan indgå i netvirksomhedernes og

Energinets overvejelser i forbindelse med deres fastsættelse af tariffer og dermed opfylder el-

markedsdirektivets krav om en cost-benefit analyse af distribuerede energiressourcer.

KEF, Alm.del - 2021-22 - Bilag 125: Orientering om rapport fra Energistyrelsen om direkte linjer og geografisk differentierede forbrugstariffer (Opfølgning på L 67 2020-21)

KAPITEL 5: SAMMENHÆNG MELLEM LØSNINGERNE

KAPITEL 5: SAMMENHÆNG MEL-

LEM LØSNINGERNE

Dette kapitel giver et overblik over, hvordan geografisk differentieret forbrugstariffer, direkte

linjer og lokal kollektiv tarifering sammen og hver for sig kan sikre en mere effektiv udnyttelse

af elnettet og understøtte den grønne omstilling.

Geografisk differentierede forbrugstariffer er et bredt værktøj, der kan sende geografiske sig-

naler på tværs af landet og inden for hvert netområde. Direkte linjer og lokal kollektiv tarifering

er derimod værktøjer, der rammer specifikke, lokale ”punkter” i elnettet.

Alle tre værktøjer har samme formål: at fremme samplacering mellem forbrug og produktion

med henblik på at sikre en hensigtsmæssig udnyttelse og udbygning af elnettet og dermed

understøtte en omkostningseffektiv grøn omstilling.

De tre værktøjer komplementerer hinanden, da de kan anvendes i forskellige situationer og af

forskellige aktører:



Geografisk differentierede forbrugstariffer udsender prissignaler, som skaber incitament til,

at nyt forbrug placerer sig der, hvor der er ledig kapacitet i elnettet. Dette er alt andet lige

generelt i produktionsdominerede områder. Derudover kan geografisk differentierede for-

brugstariffer tilskynde til en mere hensigtsmæssig brug af elnettet for eksisterende elkun-

der. Geografisk differentierede forbrugstariffer kan bidrage med samfundsøkonomiske ge-

vinster, hvis det medfører undgåede eller udskudte investeringer i elnettet.



Direkte linjer kan være samfundsøkonomisk fordelagtigt, da de kan give aktører et incita-

ment til at samplacere forbrug og produktion. Direkte linjer kan være relevante, når for-

bruget ikke kan flytte sig eller tilpasse sin forbrugsadfærd efter en geografisk differentieret

forbrugstarif.



Lokal kollektiv tarifering kan øge incitamentet til mere lokal samplacering og fremme de-

ling af elektricitet via det kollektive elnet. For mindre aktører kan lokal kollektiv tarifering i

nogle tilfælde være et alternativ til direkte linjer, da det kan reducere tarifbetalingerne sva-

rende til de fordele, som aktørerne bidrager med til elnettet. Derudover giver lokal kollek-

tiv tarifering mulighed for, at aktørerne kan gå sammen i større fællesskaber.

De tre værktøjer giver med andre ord aktører hensigtsmæssige valgmuligheder afhængigt af,

hvilket behov de har, og hvilken situation de er i.

Eksempel på sammenhæng mellem geografisk differentierede forbrugstariffer og direkte lin-

jer

Scenarie 1: Forbrug kan flyttes: Geografiske differentierede forbrugstariffer er særligt hen-

vendt til forbrugssiden og kan give incitament til, at forbrugsanlæg placerer sig hensigts-

mæssigt i elnettet. Det forventes især at være et relevant for fremtidige forbrugsanlæg, der

endnu ikke har truffet en beslutning om placering, som fx PtX-anlæg.

Scenarie 2: Forbrug kan ikke flyttes: Hvis et forbrugsanlæg, fx en stor varmepumpe, ikke har

mulighed for at flytte lokation eller på anden vis reagere på prissignaler fra forbrugstarif-

ferne, vil geografiske differentierede forbrugstariffer have mindre effekt. Her kan en direkte

linje alternativt anvendes til at opnå samfundsøkonomiske gevinster ved at forbrug og pro-

duktion tilsluttes direkte uden om det kollektive elne. Det kan fx ske med reduceret udveks-

lingskapacitet til det kollektive elnet.

Overblik over modeller

I tabel 18 nedenfor oplistes de forskellige modeller for geografisk differentierede forbrugstarif-

fer, direkte linjer og lokal kollektiv tarifering, herunder hvilket spændingsniveau modellerne kan

omfatte. I tabel 19 oplistes en kvalitativ beskrivelse af konsekvensvurderingerne i forhold til

samfundsøkonomi, fordelingseffekter, effekt på statens afgiftsprovenu og administrerbarhed.

For geografisk differentierede forbrugstariffer og direkte linjer vurderes det hensigtsmæssigt

kun at tillade disse muligheder for tilslutninger på 10 kV-nettet og derover, da fordelingseffek-

terne og de administrative byrder på 0,4 kV vurderes at være for store i forhold til de potenti-

elle samfundsøkonomiske gevinster. Det vil dog fortsat være muligt for alle kundetyper at an-

lægge interne net, såfremt de opfylder betingelserne for at være egenproducent, ligesom det

vurderes, at lokal kollektiv tarifering kan være relevant for alle kundegrupper.

KEF, Alm.del - 2021-22 - Bilag 125: Orientering om rapport fra Energistyrelsen om direkte linjer og geografisk differentierede forbrugstariffer (Opfølgning på L 67 2020-21)

KAPITEL 5: SAMMENHÆNG MELLEM LØSNINGERNE

Tabel 18 De forskellige modeller omfatter en række kundegrupper, men ikke alle grupper

Spændingsni-

veau

Antal elkunder

(ca.)

Standard

kWh/år pr.

elkunde (ca.)

Forbrugstyper

Geografisk differentierede forbrugstariffer

Fuld åbning

Afgrænsning pba.

spændingsniveau (af-

grænsning ved 10 kV)

Begrænsning af

mulige tariffor-

skelle

Direkte linjer

Justeringsmodel

Afskaffelses-

model

Interne net

(egenprodu-

center)

Lokal kollektiv

tarifering

0,4 kV

3,2 mio.

4.000

0,4 kV (direkte

tilsluttet i

10/0,4kV-trans-

formerstation)

10 kV

10 kV (direkte

tilsluttet i 30-50-

60/10 kV trans-

formerstation)

36.000

250.000

Husholdninger,

små erhverv, in-

dividuelle varme-

pumper

Mindre erhverv,

fx landbrug

1.500

250

1.000.000

Større erhverv, fx

slagterier

Større produkti-

onsvirksomheder

(centrale varme-

pumper / elpa-

troner i fjern-

varme vil nogle

gange findes i

denne gr.)

Cement, stål, mv.

Datacentre, Ba-

nedanmark,

(fremtidige) PtX-

anlæg

30-50-60 kV

132-150-400 kV

(TSO)

25.000.000

50.000.000

KEF, Alm.del - 2021-22 - Bilag 125: Orientering om rapport fra Energistyrelsen om direkte linjer og geografisk differentierede forbrugstariffer (Opfølgning på L 67 2020-21)

KAPITEL 5: SAMMENHÆNG MELLEM LØSNINGERNE

Tabel 19 Vurdering af modeller

Model

Fuld åbning

Samfundsøkonomi

Ved en fuld åbning kan det fulde

samfundsøkonomiske potentiale

udnyttes.

Fordelingseffekter

Der forventes at opstå omfordelingseffekter mellem elkun-

der afhængigt af, i hvilket omfang Energinet og netvirksom-

hederne udnytter muligheden for geografisk differentiering,

og om der differentieres på tilslutningsbidraget eller den lø-

bende tarif.

Ingen fordelingseffekter for husholdninger og virksomheder

tilsluttet under det valgte spændingsniveau.

Der kan opstå omfordelingseffekter mellem virksomheder

tilsluttet over det valgte spændingsniveau afhængigt af, i

hvilket omfang Energinet og netvirksomhederne udnytter

muligheden for geografisk differentiering, og om der diffe-

rentieres på tilslutningsbidraget eller den løbende tarif.

Der forventes at opstå omfordelingseffekter mellem elkun-

der afhængigt af, i hvilket omfang Energinet og netvirksom-

hederne udnytter muligheden for geografisk differentiering,

og om der differentieres på tilslutningsbidraget eller den lø-

bende tarif.

Modellen sætter en valgt grænse for den maksimale tilladte

omfordeling.

Ingen effekt.

Fordelingseffekter begrænses via objektive og ikke-

forskelsbehandlende kriterier for etablering af direkte linjer,

men det kan ikke udelukkes, at der forekommer en

omfordeling.

Det vurderes sværere at begrænse de fordelingsmæssige

konsekvenser, da der kun opstilles få objektive og ikke-for-

skelsbehandlende kriterier for etablering af direkte linjer.

Afgiftsprovenu

Afgiftsprovenuet forventes ikke at

blive påvirket negativt.

Administrerbarhed

Modellen vurderes at være en enkel og admini-

strerbar model for Energinet, netvirksomhe-

derne og Forsyningstilsynet.

Geografisk differentierede forbrugstariffer

Afgrænsning

pba. spændings-

niveau

Størrelsen på de samfundsøkono-

miske gevinster afhænger af det

valgte spændingsniveau.

Afgiftsprovenuet forventes ikke at

blive påvirket negativt.

Modellen vurderes at være en forholdsvis enkel

og administrerbar model for Energinet, netvirk-

somhederne og Forsyningstilsynet.

Begrænset tarif-

forskelle

Størrelsen på de samfundsøkono-

miske gevinster afhænger af den

valgte grænse for tarifforskelle.

Afgiftsprovenuet forventes ikke at

blive påvirket negativt.

Modellen vurderes at være forholdsvis kom-

pleks at implementere i praksis.

Fastholdelse

Justering

Modellen har begrænset effekt.

Modellen kan medføre

samfundsøkonomiske gevinster

under visse objektive og ikke-

forskelsbehandlende kriterier for

etablering af direkte linjer.

Modellen kan kun i et begrænset

omfang sikre samfundsøkonomiske

gevinster, idet der ikke opstilles

objektive og ikke-

forskelsbehandlende kriterier for

etablering af direkte linjer.

Modellen kan potentielt have en

samfundsøkonomisk positiv effekt.

Det er dog uvist, om størrelsen på

effekten vil være signifikant.

Ingen effekt.

Afgiftsprovenuet forventes ikke at

blive påvirket negativt som følge af

en justering af gældende regler for

direkte linjer.

Afgiftsprovenuet forventes ikke at

blive påvirket negativt som følge af

en justering af gældende regler for

direkte linjer

Afskaffelse

Ingen udfordringer, da nuværende regler fast-

holdes.

Der implementeres både en standardiseret

(automatisk) ansøgningsproces og individuel

sagsbehandling. Modellen vurderes at være

administrerbar både for ansøgere, Energinet,

netvirksomheder og Energistyrelsen.

Der implementeres både en standardiseret

(automatisk) ansøgningsproces og individuel

sagsbehandling. Modellen vurderes at være

administrerbar både for ansøgere, Energinet,

netvirksomheder og Energistyrelsen.

Modellen forventes at være relativt administrer-

bar. Det afhænger dog af de konkrete metoder,

som skal udvikles af netvirksomhederne og

Energinet og godkendes af Forsyningstilsynet.

Direkte linjer

Lokal kollektiv tarifering

Modellen forventes ikke at medføre væsentlige fordelingsef-

fekter. Det afhænger dog i sidste ende af den konkrete me-

tode.

Afgiftsprovenuet forventes ikke at

blive påvirket som følge af lokal

kollektiv tarifering.