Orientering om Energinet og ENS afslutning af forløb om prognosejustering af anlægsporteføljen i august 2024, fra klima-, energi- og forsyningsministeren

Side 1/2
Ministeren
Dato
10-06-2025
Klima-, Energi- og
Forsyningsministeriet
Holmens Kanal 20
1060 København K
T: +45 3392 2800
E: kefm@kefm.dk
www.kefm.dk
Klima-, Energi- og Forsyningsudvalget
Christiansborg
1218 København K
Til udvalgets medlemmer
Jeg vil hermed orientere udvalget om, at Energinet har udarbejdet endelig afrap-
portering vedrørende Energinets interne arbejde med at opdatere planlægnings-
forudsætningerne for deres igangværende elinfrastrukturprojekter. Et arbejde mi-
nisteriet oprindeligt blev orienteret om i sommeren 2024. Den endelige afrappor-
tering, Energinets prognosejustering af anlægsporteføljen i august 2024, er ved-
lagt dette brev.
Energinets orientering af ministeriet i august 2024 gav som nævnt i ministeriet
redegørelse anledning til et opfølgende tilsynsarbejde i regi af Energistyrelsens
generelle tilsyn med Energinets netplanlægning. Energistyrelsens afsluttende no-
tat om dette arbejde, Energistyrelsens tilsyn med Energinets prognosejustering
af anlægsporteføljen i august 2024, er vedlagt dette brev.
Energinets endelige afrapportering og Energistyrelsens afsluttende notat udgør
sammen med Redegørelse for Klima-, Energi- og Forsyningsministeriets opfølg-
ning på Energinets opdaterede planlægningsforudsætninger, som blev oversendt
til Folketinget d. 8. april 2024, den samlede afrapportering til Folketinget vedrø-
rende Energinets opdaterede planlægningsforudsætninger.
Forelæggelse af §-ansøgninger for Klima-, Energi- og Forsyningsudvalget.
Energinets opdaterede planlægningsforudsætninger vil give anledning til, at
Klima-, Energi- og Forsyningsudvalget forelægges tillægsansøgninger for 2 §4-
ansøgninger. Det vedrører projektet 150 kV Midt- og Vestjylland Kabel NUP, og
projektet 132 kV Lolland og Sydsjælland fase 3+4, da det vurderes, at der er sket
væsentlige ændringer i projektets forudsætninger. Sidstnævnte projekt har ikke
været forelagt udvalget før, da anlægsbudgettet tidligere ikke oversteg 1 mia. kr.
Forelæggelsen af disse tillægsansøgninger følger sædvanlig praksis ved væsent-
lige ændringer i projektets forudsætninger.
Jeg skal bemærke, at det fremgår af KEF alm del 175 dateret 18. marts 2025, at
Klima-, Energi- og Forsyningsudvalget ville blive forelagt i alt 3 projekter med an-
lægsbudgetter over 1 mia. kr. og hvor Energistyrelsen havde indkaldt projekterne
Offentligt
KEF Alm.del - Bilag 287
Klima-, Energi- og Forsyningsudvalget 2024-25
Side 2/2
til fornyet godkendelse. Denne vurdering indeholdt projektet 132/400 kV Nord-
vestsjælland Kabel, som også er påvirket af prognoseændringerne med en for-
ventet fordyrelse på 0,3 mia. kr. Imidlertid er Energistyrelsen vurdering, at karak-
teren af ændringerne i projektforudsætningerne ikke medfører behov for fornyet
godkendelse af Klima-, Energi- og Forsyningsministeren og dermed heller ikke
forelæggelse for udvalget. Dette er nærmere beskrevet i det vedlagte notat fra
Energistyrelsen.
Opfølgende drøftelser
Jeg vil endeligt orientere om, at jeg har indkaldt til politiske drøftelser i Klima-,
Energi- og Forsyningsministeriet af tiltag, der skal kunne sikre hurtigere udbyg-
ning af elnettet d. 11. juni 2025. På dette møde vil Energinet og Energistyrelsen
også deltage og kunne besvare spørgsmål, ligesom jeg også gerne hører jeres
eventuelle spørgsmål på mødet eller skriftligt.
Med venlig hilsen
Lars Aagaard


Dok. 25/00914-13 Til arbejdsbrug/Restricted
Energinet
Tonne Kjærsvej 65
DK-7000 Fredericia
+45 70 10 22 44
info@energinet.dk
CVR-nr. 28 98 06 71
Dato:
27. maj 2025
Forfatter:
MDK
NOTAT
ENERGINETS PROGNOSEJUSTERING AF
ANLÆGSPORTEFØLJEN I AUGUST 2024
- Årsager, konsekvenser og opfølgende tiltag
Offentligt
KEF Alm.del - Bilag 287
Klima-, Energi- og Forsyningsudvalget 2024-25
2
Dok. 25/00914-13 Til arbejdsbrug/Restricted
1. Opsummering af prognosejusteringen i sommeren 2024..............3
2. Justerede normtider for kritiske aktiviteter....................................4
2.1 Konsekvenser for projekttidsplaner...................................................................... 5
2.2 Konsekvenser for budgetter ................................................................................. 5
2.2.1 Tarifvirkning af ændrede budgetprognoser.............................................. 5
2.3 Strategiske projekter ikke omfattet af prognosejusteringen................................ 6
3. Årsager til forsinkelser og fordyrelser.............................................6
3.1 Lange myndighedsprocesser ................................................................................ 8
3.2 Udfordrede leverandørkæder (leveringstider og priser) ...................................... 8
3.3 Interne skaleringsudfordringer........................................................................... 10
4. Afledte konsekvenser af estimerede forsinkelser ........................11
4.1 Potentielle konsekvenser for netkunder ............................................................ 11
4.2 Risici for systemdriften ....................................................................................... 13
5. Opfølgende tiltag i Energinet........................................................14
5.1 Justeret anskaffelsesstrategi .............................................................................. 14
5.1.1 Proaktive indkøb med tidlig forpligtigelse.............................................. 15
5.1.2 Indsatser for at åbne markedet.............................................................. 16
5.2 Tværgående tiltag, der skal mitigere risici for forsinkelser................................. 18
5.3 Mitigering af udfordringer med intern skalering ............................................... 19
6. Intensiveret tilsyn..........................................................................20
Bilag
Bilag 1: Principnotat: Rammer for Energinets orientering af væsentlige ændringer i
projekter i relation til § 4 godkendelse (vedr. eltransmissionsprojekter) af 5.
marts 2025, Energistyrelsen.
Bilag 2: Væsentlige ændringer i Energinets eltransmissionsprojekter i Q4 2024 af 20.
marts 2025, Energinets §4-kvartalsrapport til Energistyrelsen.
Bilag 3: §4-godkendte projekter med ændringer i tid, scope eller økonomi Q4 2024 af
20. marts 2025, bilag til Energinets §4-kvartalsrapport til Energistyrelsen (bilag
2).
3
Dok. 25/00914-13 Til arbejdsbrug/Restricted
1. Opsummering af prognosejusteringen i sommeren 2024
Energinet opdaterede i sommeren 2024 ekstraordinært planlægningsgrundlaget for igangvæ-
rende elinfrastrukturprojekter i etableringsfasen og justerede på denne baggrund prognoser
for tidsplaner og budgetter for en række anlægsprojekter. Det opdaterede planlægningsgrund-
lag var baseret på strukturelt justerede normtider (gennemsnitsbetragtninger) for kritiske pro-
jektfaser og seneste priserfaringer fra indkøb af komponenter. Årsagen til prognosejusteringen
af porteføljen (også benævnt ”replanlægningen”) var, at Energinet over en periode havde ople-
vet en stadigt hyppigere frekvens af enkeltvise forsinkelser af tidsplaner og afvigelser fra bud-
getter på elanlægsprojekter, drevet af især kraftigt voksende leveringstider og priser på kom-
ponenter, markant voksende sagsbehandlingstider på plan- og miljøtilladelser samt interne
skaleringsudfordringer set i forhold til en hastigt voksende anlægsportefølje.
Det bemærkes, at anlægsporteføljen løbende er i bevægelse, dels er porteføljen i kraftig vækst,
dels er der forbundet en række indbyrdes afhængigheder mellem projekter, og for de enkelte
projekter er der konkrete afhængigheder med leverandører, entreprenører og ikke mindst
myndighedsprocesser ifm. plan- og miljøtilladelser. Derfor er det forventeligt, at der opstår af-
vigelser fra oprindeligt fastsatte tidsplaner og budgetter. Men med den strukturelle opdatering
af planlægningsgrundlaget i sommeren 2024 var – og er – det hensigten løbende at sikre, at
aktuelle prognoser for tidsplaner og budgetter er robuste og udgør realistiske mål for tid og
økonomi på projekterne i anlægsporteføljen. Dette betyder samtidigt, at der med prognoseju-
steringen i august 2024 er tale om et ”øjebliksbillede”, og Energinet tager løbende bestik af
fremdriften i projekterne og styrer porteføljen ud fra seneste viden om konkrete projektvilkår
og prognoser.
Prognosejusteringen i august 2024 omfattede 174 elinfrastrukturprojekter i etableringsfasen,
dvs. projekter, der er i færd med at blive ”bygget”. Disse projekter omfatter Energinets så-
kaldte ”volumenprojekter”, som fylder meget i antal i Energinets projektportefølje, men som
ikke nødvendigvis hver især er forbundet med en høj anlægsomkostning sammenlignet med
Energinets største, strategiske projekter. ”Volumenprojekter” er fx netkundetilslutninger til
transmissionsnettet på 132/150 samt reinvesteringer, forstærkninger og udbygning af 132/150
kV kabler og stationer. Opdateringen i august 2024 omfattede således ikke Energinets største,
strategiske projekter, herunder fx brintinfrastruktur og største elinfrastrukturprojekter på
tværs af flere kommuner og regioner. De strategiske projekter har en mere unik karakter og
planlægningsgrundlaget for disse er derfor ikke gennemgående baseret på gennemsnitlige
normtider, som det er tilfældet med volumenprojekter.
Det øjebliksbillede, som prognosejusteringen i august 2024 pegede på, var, at 98 af de 174
projekter risikerede at blive forsinket med i gennemsnit 1,3 år, svarende til en gennemsnitlig
forlængelse af projekttidsplaner på ca. 35 pct. ift. de senest godkendte tidsplaner. De forsin-
kede projekter omfattede 30 netkundeprojekter og 68 andre projekter, herunder reinvesterin-
ger, netforstærkninger og netudbygninger. Derudover pegede prognosejusteringen på, at 78 af
de 174 projekter stod til at blive fordyret med i alt ca. 3,6 mia. kr. i forhold til senest godkendte
budgetter, hvilket svarer til en stigning på 6 pct. af de samlede budgetter for porteføljen af de
174 volumenprojekter pr. august 2024.
Resultatet af denne ekstraordinære prognosejustering forelå i slutningen af august 2024, hvor
det blev præsenteret for Energinets bestyrelse, ligesom Energinet orienterede Klima-, Energi-
og Forsyningsministeriet herom, hvilket førte til efterfølgende nærmere afklaringer af konse-
kvenser mv. i dialogen mellem Klima-, Energi- og Forsyningsministeriet og Energinet.
4
Dok. 25/00914-13 Til arbejdsbrug/Restricted
Afvigelser fra oprindelige tidsplaner og budgetter indgår i grundlaget for Energinets løbende
kvartalsrapport om anlægsporteføljen til bestyrelsen, som ligeledes tilgår Klima-, Energi- og
Forsyningsministeriet. Og fra og med 4. kvartal 2024 rapporteres afvigelser specifikt for §4-
godkendte projekter desuden kvartalsvist til Energistyrelsen som følge af det intensiverede til-
syn, som blev indført i forlængelse af prognosejusteringen i efteråret 2024.
Årsager til, konsekvenser af og opfølgende tiltag på baggrund af prognosejusteringen uddybes
neden for, herunder også den tilsynsmæssige opfølgning ved Energistyrelsen.
2. Justerede normtider for kritiske aktiviteter
Energinets projekttidsplaner har hidtil taget udgangspunkt i projektspecifikke vurderinger baseret på
simple gennemsnit af historiske tider for kritiske faser, fx udbud og leveringstider på komponenter,
samt positive forventninger til tidsforbruget for nødvendige myndighedsprocesser. Derudover har ef-
fekten af udviklingstiltag, fx i myndighedssamarbejdet med Miljøstyrelsen (nu Styrelsen for Grøn Are-
alforvaltning og Vandmiljø, SGAV), været tillagt relativt høj og tidlig værdi ift. effektivisering af myndig-
hedsprocesser. Imidlertid har den massive vækst i porteføljen, presset på komponentmarkederne
med længere leveringstider og betydelig prisudvikling samt kapacitetsknaphed hos myndigheder gjort,
at historiske og simpelt opgjorte normtider for disse kritiske projektaktiviteter ikke længere er retvi-
sende. Med andre ord er blot to år gamle normtider ikke længere dækkende for den virkelighed, Ener-
ginet – og sektoren som helhed – opererer i.
Dette har ført til, at Energinet stadigt oftere har måttet udsætte idriftsættelsestidspunktet for kon-
krete projekter. Med andre ord har de hidtil anvendte normtider i vid udstrækning været udtryk for
best case betragtninger for de enkelte projekter, og de har ikke matchet den reelle sandsynlighedsfor-
deling af procestider for kritiske aktiviteter på tværs af den samlede værdikæde. I en ”steady-state”
verden uden kritiske eksterne og interne ressourcebegrænsninger er det et realistisk mål at forfølge
best case udfald for det enkelte projekt, men i en virkelighed med massiv vækst i porteføljen, maksi-
malt træk på eksterne og interne ressourcer, samt tiltagende ressourceknaphed i den samlede værdi-
kæde for anlægsprojekterne har den hidtidige tilgang vist sig ikke længere at være tilstrækkeligt robu-
ste.
Derfor udviklede Energinet i foråret/sommeren 2024 en metode, hvor tidsplanerne i stedet udarbej-
des ud fra en risikobaseret tilgang, hvor der indbygges et sandsynlighedsrum omkring normtider for
kritiske aktiviteter. De opdaterede normtider vil efter behov blive justeret med seneste viden og data,
så de kontinuerligt er baseret på seneste erfaringer og data fra Energinets projekter og fra de aktivite-
ter, hvor der ses den største variation; især myndighedsbehandling samt leverings- og udbudstider for
komponenter.
Ved at planlægge ud fra en sådan risikobaseret tilgang, hvor forudsætningerne løbende opdateres
med seneste viden, indbygges øget robusthed i planerne. Denne tilgang gør, at der i princippet vil
være lige så stor sandsynlighed for, at aktiviteterne færdiggøres før som efter tidspunktet angivet i
planerne, i modsætning til hidtil hvor Energinet har oplevet en skæv fordeling af udfald – dvs. langt
oftere forsinkelse end fremrykning af en idriftsættelse.
Det er Energinets vurdering, at der også fremadrettet kan komme justeringer til etableringsprojek-
terne, både i forhold til økonomi og tidsplaner, men fremadrettet vil ændringer og afvigelser fra tids-
planer og budgetter blive monitoreret tæt, og normtiderne vil jævnligt blive revurderet. Dermed op-
retholdes et robust, opdateret og detaljeret overblik over den samlede anlægsportefølje, der afspejler
aktuelle vilkår for eksekvering af porteføljen.
5
Dok. 25/00914-13 Til arbejdsbrug/Restricted
2.1 Konsekvenser for projekttidsplaner
Med udgangspunkt i justerede, sandsynlighedsvægtede normtider for kritiske projektaktivite-
ter gennemførte Energinet hen over sommeren 2024 et intensivt forløb med revurdering af
projekttidsplanerne for 174 etableringsprojekter i den daværende portefølje.
I planerne for de 174 revurderede projekter i etableringsfasen blev der således indarbejdet
nye normtider for fx myndighedsbehandling og rettighedserhvervelse, og nye leverings- og
udbudstider for komponenter. De nye normtider, kombineret med konkrete vurderinger af de
enkelte projektplaner, førte til, at for 98 af de 174 projekter, blev det forventede idriftsættel-
sestidspunkt estimeret udskudt med i gennemsnit 1,3 år. I de resterende 76 projekter fast-
holdtes den nuværende tidsplan.
For Energinets modningsprojekter (godt 200 projekter) vil de længere normtider ligeledes slå
igennem som for de nye projekter, der går ind i etableringsfasen. De opdaterede normtider
og priser anvendes således også til fastlæggelse af tidsplaner og budgetter i Business Cases
for nye modningsprojekter samt i grundlaget for Energinets investeringsplan.
2.2 Konsekvenser for budgetter
I prognosejusteringen for de 174 anlægsprojekter blev der ud over prognosejusteringen af tids-
planer også gennemført et robusthedstjek af de aktuelle budgetter på baggrund af opdaterede
prisforventninger på komponenter og leverancer, herunder også entreprenørydelser.
Dette førte til en justering af budgetprognosen for 78 af de 174 projekter på samlet set 3,6
mia. kr., svarende til i gennemsnit 47 mio. kr. pr. projekt for de projekter, der blev justeret.
Prisforventningerne er bl.a. baseret på seneste markedsudbud af komponenter og entrepre-
nørydelser, herunder turnkey og kabeludbud.
Den samlede stigning i budgetprognoserne kan tilskrives højere prisforventninger til især graveentre-
priser (1,5 mia. kr.). Nye stationspriser fra seneste turnkey markedsudbud af stationsporteføljen i DK1
(Jylland/Fyn) i foråret 2024 forklarer ligeledes en del (0,9 mia. kr.), ligesom opjusteringer af byggeren-
ter, der er en regnskabsmæssig konsekvens af forlængede anlægsperioder, forklarer yderligere en vis
del af prognosestigningerne (0,8 mia. kr.).
Prognosejusteringen af anlægsbudgetterne på de i alt 3,6 mia. kr. er udtryk for et øjebliksbil-
lede pr. august 2024 af estimerede budgetafvigelser i porteføljen i forhold til de på daværende
tidspunkt senest godkendte budgetter. Prognosen opdateres løbende og indgår som en del af
det samlede grundlag for den almindelige kvartalsrapportering, som Energinet aflægger til sin
bestyrelse og til Klima-, Energi- og Forsyningsministeriet.
2.2.1 Tarifvirkning af ændrede budgetprognoser
Realiserede omkostninger til reinvesteringer, forstærkninger og udbygning af transmissionsnet-
tet indgår i tarifgrundlaget fra idriftsættelsestidspunktet for de enkelte projekter, og herefter i
form af de årlige afskrivninger på anlæggene samt løbende driftsomkostninger.
Den samlede portefølje på 174 projekter i etableringsfasen pr. august 2024 omfattede projek-
ter med planlagt idriftsættelse i tidsrummet 2024-2033. De realiserede projektomkostninger,
herunder også de budgetafvigelser, der måtte være realiserede på tidspunktet for idriftsæt-
telse, indgår således først i tarifgrundlaget i takt med, at anlæggene idriftsættes, dvs. over de
næste ca. 8 år.
6
Dok. 25/00914-13 Til arbejdsbrug/Restricted
På denne baggrund kan der ikke på grundlag af prognosejusteringen opgøres en eksakt, kort-
sigtet tarifvirkning af de 3,6 mia. kr. i estimerede budgetafvigelser i porteføljen pr. august
2024.
Som tommelfingerregel udgør effekten på forbrugernettariffen af en investering på 1 mia. kr.
ca. 0,2 øre/kWh, som dog løbende aftager i takt med, at investeringen afskrives. For netkunde-
projekter slår en andel af de samlede prisstigninger på komponenter og entreprenørydelser
igennem på tilslutningsbidraget, som især for producenter er steget pr. 1. januar 2025, så det
matcher markedsprisudviklingen på komponenter og ydelser. Tilslutningsbidraget for elprodu-
center, er et standardiseret – men geografisk differentieret – engangsbeløb, der skal dække de
afledte omkostninger til udvidelse af transformerstationer samt til forstærkninger af "nært
net”. ”Nært net” er de kollektive opsamlingslinjer, der forbinder de transformerstationer, hvor
netkundeprojekter tilsluttes, til de hovedstationer og hovedlinjer i transmissionsnettet, der ud-
gør ”back bone” i eltransmisionsnettet, typisk de store 400 kV linjer. Den samlede tilslutnings-
betaling for nye producenter fastlåses ved tidspunktet for indgåelse af nettilslutningsaftale.
2.3 Strategiske projekter ikke omfattet af prognosejusteringen
De estimerede forsinkelser for 98 ud af 174 igangværende anlægsprojekter og estimerede for-
dyrelser for 78 anlægsprojekter omfattede ikke Energinets største, strategiske projekter, og
konsekvenserne kan ikke projiceres direkte over på idet disse projekter, fordi disse større og
mere komplekse projekter har en mere unik karakter, der ikke på tilsvarende vis giver grundlag
for anvendelse af standardiserede normtider for kritiske aktiviteter.
Det er klart, at situationen med udfordrede leverandørkæder med længere leveringstider og
højere priser på komponenter, samt langsommelige myndighedsprocesser også påvirker pro-
jektplaner og priser for disse projekter. Energinet er kontinuerligt i dialog med Energistyrelsen
og Klima-, Energi- og Forsyningsministeriet om status for disse strategiske projekter, og eventu-
elle justeringer i projektplaner og/eller budgetter følges og drøftes løbende.
3. Årsager til forsinkelser og fordyrelser
Størstedelen af de ændrede tidsplaner skyldtes længere normtider på levering af komponen-
ter og på plan- og miljøgodkendelsesprocesser. Det gjaldt for 36 af de 98 berørte projekter.
Men der var også en del projektspecifikke årsager til udskydelser, som ligeledes blev kortlagt
og konkret indarbejdet i projektplanerne. Disse projektspecifikke årsager omfattede fx kon-
krete manglende VVM-screeningsafgørelser eller miljøtilladelser fra SGAV, udfordringer med
ekspropriation, afventende plangodkendelse ved kommunen (lokalplan) eller Kirkeministeriet
(landsplansdirektiv), eller konkrete leverandørforsinkelser. Projektspecifikke årsager drev
samlet set estimerede forsinkelser i 24 af de 98 berørte projekter.
I 8 projekter skyldtes udskydelserne i de revurderede tidsplaner konkrete ønsker om udsky-
delse fra netkunderne selv. For 18 projekter skyldtes udskydelserne afhængigheder af andre
projekter, dvs. tilfælde hvor ét eller flere projekters forsinkelse påvirker andre projekter.
Dette er en forventet konsekvens i et sammenhængende og dybt integrereret elnet. Endelig
skyldtes udskydelsen for 12 projekter ”andre årsager”, såsom tilbageløb i projektværdistrøm,
scope- eller designændringer eller intern prioritering f.eks. grundet skaleringsudfordringer in-
ternt i Energinet.
7
Dok. 25/00914-13 Til arbejdsbrug/Restricted
De samlede implikationer af opdaterede normtider er illustreret i figur 1 herunder, hvor æn-
dringen i normtider hhv. ’FØR’ og ’NU’ er illustreret for et gennemsnitligt projektforløb. Her
fremgår det tydeligt, at de største konsekvenser for projekttidsplanerne skyldes markant læn-
gere leveringstider på komponenter samt langstrakte plan- og miljøprocesser. Ved tider ’FØR’
forstås planlægningsgrundlaget fra før foråret 2024, hvor de aktuelle normtider blev fastlagt,
samt inden leverandørmarkederne blev ramt af væsentlige ubalancer i kølvandet på energikri-
sen, dvs. inden foråret 2022.
Det er vigtigt at fremhæve, at de 1,3 år i gennemsnitlig tidsforskydning skyldtes samtlige afvi-
gelsesårsager og ikke kun normtiderne, altså også projektspecifikke årsager, ønsker om udsky-
delse fra netkunder, ændringer fra andre projekter, scope ændringer, intern ressourcemangel
etc. Desuden skal det bemærkes, at normtiderne fungerer som et støtteværktøj i planlægnin-
gen, som altid suppleres af projektspecifikke konkrete vurderinger.
Figur 1 Illustration af gennemsnitlige normtider Før og Nu. Før-tider betegner tidligere anvendte projektforudsætnin-
ger inden revurderingen.
Normtiden for myndighedsbehandling af processer for miljø, rettigheder og arkæologi er ste-
get fra 36-120 uger til 95-160 uger. Energinets erfaring med konkrete sager viser, at miljøpro-
cessen (herunder tid ved hhv. Energistyrelsen og SGAV) er steget år for år. For fuld miljøvurde-
ring er det konkret fra 2,7 år i 2022 til 5,8 år i 2023. For screeninger er det fra 1,2 år i 2020 til
2,5 år i 2024. Data er opgjort som gennemsnit for de projekter, der har modtaget tilladelse/af-
gørelse det givne år. Energinet har ikke historiske data for planprocessen, da denne proces ikke
historisk har været udskilt af den samlede plan- og miljøproces, men de seneste planforløb har
været længere end tidligere. Energinets normtid for lokalplaner (kommune) er nu 550 dage og
for landsplandirektiv (stat) 485 dage.
Komponentleveringstiden blev opjusteret til aktuelle markedsvilkår, og udbudstiden for hhv.
stationsmaterialer og kabler blev tilsvarende justeret ud fra seneste markedsviden. Leveringsti-
den på komponenter er 130 uger som standard, men med op til 260 uger for visse 400 kV kom-
ponenter.
De primære årsager til forsinkelser og fordyrelser af anlægsporteføljen; 1) lange myndigheds-
processer til plan- og miljøgodkendelser, 2) udfordrede leverandørkæder, samt for enkelte pro-
jekter 3) udfordringer med internt at skalere kapaciteten, uddybes neden for.
8
Dok. 25/00914-13 Til arbejdsbrug/Restricted
3.1 Lange myndighedsprocesser
Den samlede sagsbehandlingstid for miljøtilladelser, plangrundlag og rettighedserhvervelse er
stigende, og det forstærkes dels af udfordringer med koordinering og prioritering mellem de
ansvarlige myndigheder og af ressourceknaphed hos myndighederne. De største udfordringer
for gennemløbstiden er sagsbehandlingstiden i SGAV, hvor projekterne blandt andet sagsbe-
handles ud fra skiftende og strengere krav, en restriktiv fortolkning af EU-lovgivningen samt af
nye afgørelser og domme. Det indebærer, at SGAV i stigende grad træffer afgørelse om fuld
miljøkonsekvensvurdering, og at flere projekter skal behandles som sammenhængende, hvilket
øger både kompleksiteten, procesrisikoen og sagsbehandlingstiden.
Energinet arbejder målrettet på at skabe fremdrift i myndighedsprocesserne gennem en række
initiativer. Blandt andet arbejder Energinet tæt sammen med Energistyrelsen og SGAV om at
optimere myndighedsprocesserne og understøtte dem digitalt. Der er også indført betaling for
sagsbehandling ved SGAV, som på den måde har kunnet tilføre flere ressourcer. Der er dog
fortsat en række udfordringer, der kræver nye tiltag, ny lovgivning eller opbakning og nye af-
klaringer fra myndigheder. Energinet har deltaget i NEKST-arbejdsgrupperne ”Mere sol og vind
på land” og ”Hurtigere udbygning af elnettet”, der i sine anbefalinger har peget på behov for
ændringer i rammevilkårene for plan- og miljøtilladelser for elproduktions- og elinfrastruktur-
anlæg.
Internt i Energinet er der også potentiale for at øge fremdriften på godkendelser og tilladelser
ved fx, at krav til myndighedsleverancer i større grad integreres og prioriteres gennem hele
værdistrømmen fra screening til idriftsættelse på linje med eksempelvis krav til anlægsdesign,
indkøb og økonomi. I det hele taget har Energinet gennem længere tid haft fokus på at søge og
tage initiativer til at mitigere konsekvenserne af lange sagsbehandlingstider for projektporte-
føljen, men det må fortsat konstateres, at myndighedsprocesser oftest ligger på ”kritisk vej” for
projekteksekveringen, uanset om det er tale om eksterne eller interne årsager.
3.2 Udfordrede leverandørkæder (leveringstider og priser)
Efterspørgslen i de globale markeder for komponenter til energisektoren er steget markant og
forventes at stige yderligere. Energinets – såvel som andre TSO’ers – forsyningskæder er ramt
af ”The Perfect Storm” udløst af geopolitisk ubalance og afledt kapløb om at opnå geopolitisk
energiuafhængighed via accelereret grøn omstilling. Dette har intensiveret kampen om kom-
ponenter til at udbygge energiinfrastrukturen og skabt en global kamp om ressourcer, råvarer
og produktionskapacitet.
De afledte ambitiøse udbygningsplaner for infrastruktur hos de europæiske TSO’er og DSO’er
samt udbygning af VE-anlæg (fx havvind) øger efterspørgslen markant i en grad, så leverandør-
siden ikke kan følge med efterspørgslen. Konsekvensen er lange leveringstider og markante
prisstigninger.
I figuren herunder er Energinets vurdering af den gennemgående leveringssituation i 2024 gen-
givet.
9
Dok. 25/00914-13 Til arbejdsbrug/Restricted
Figur 2 Alvorlighedsgrad af leveringstider på el- og gaskomponenter samt byg/anlæg.
Samtidigt og som følge af den udfordrede leverancesituation er der især siden 1. halvår af 2022
forekommet markante prisstigninger i markedet som eksemplificeret i tabellen herunder.
Tabellen viser, hvordan priserne er justeret i Energinets interne prisliste, som ligger til grund
for anlægsbudgetterne og projektprognoserne. Prislisten er baseret på gennemførte konkur-
renceudbud i markedet.
Q1 2022 Q3 2022 Q2 2023 Q4 2023 Q2 2024
400-600 MVA transformere 100 170 170 170 170
100+160 MVA transformere 100 170 235 275 275
400 kV reaktorer 100 170 230 255 265
132-150 kV reaktorer 100 170 175 200 240
Kabler + tilbehør 100 150 150 205 200
Entreprenørydelser 100 135 135 135 250
Tabel 1 Prisudvikling i Energinets interne prisliste illustreret ved indekstal.
Som det fremgår, er der især for entreprenørydelser sket en voldsom prisstigning siden decem-
ber 2023. Årsagerne til de højere priser vurderes især at være en kraftigt stigende efterspørg-
sel efter entreprenørydelser men til dels også et leverandørmarked, der har udfordringer med
at tiltrække den nødvendige arbejdskraft. Da der ikke er udsigt til, at efterspørgslen falder, eller
at det bliver nemmere at tiltrække arbejdskraft, vurderes det, at der fortsat skal regnes med
højere priser på entreprenørydelser fremadrettet. Optimalt set burde priserne have været op-
dateret gradvist siden 2022, men da Energinet ikke har indgået ret mange kontrakter på grave-
arbejde i perioden, har der ikke været tilstrækkeligt belæg for at hæve de interne listepriser før
i sommeren 2024.
Effekten af stigningen på entreprenørydelser var relativt stor på tværs af porteføljen, da mange
af anlægsprojekternes hidtidige budgetprognoser var baseret på ældre priser (indeks 100 eller
135). De højere entreprenørpriser førte i sig selv til prognosestigninger på samlet 1,5 mia. kr.
ud af den samlede prognosejustering på 3,6 mia. kr.
El Forsyningskæderessource Alvorlighedsgrad af leveringstiderLeveringstid/mdr. Tendens Antal leverandører Kapacitetsbegrænsninger
132/150 kV transformere 24-30 Stagnation Flere Ja
132/150 kV reaktorer 24-30 Stagnation Flere Ja
132/150 kV GIS switchgear 18-20 Flere Ja
220kV transformere 30-36 Flere Ja
220kV reaktorer 30-42 Flere Ja
220kV GIS switchgear 24-36 Flere Ja
400kV transformere 36-42 Flere Ja
400kV reaktorer 42-66 Stigende Flere Ja
400kV GIS switchgear 24-36 Flere Ja
ACKabel 8-12 Svagt stigende Flere Nej
ACLedninger 4-6 Svagt stigende Flere Nej
HVDCKonverter (udl. forbindelser) 84-120 Flere Ja
HVDCKabel (udl. forbindelser) 84-120 Flere Ja
Byg/anlæg Bygge & anlægsydelser 3-6 Flere Nej
Gas/Brint Forsyningskæderessource Alvorlighedsgrad af leveringstider Leveringstider Tendens Antal leverandører Kapacitetsbegrænsninger
Kompressorer 12-18 Stigende Flere Ja
Mobile evakueringskompressorer 12 1, potentielt flere Ja
Container kompressorer 12-16 Flere Ja
Rør Rør 12-36 Stigende Flere Ja
Ventiler 6-18 Flere Nej
Ball ventiler 6 Flere Nej
Plug-/globe ventiler 3-6 Flere Nej
Aktuatorer Aktuatorer 6 Flere Nej
Isoleringskoblinger Isoleringskoblinger 4-6 1 Nej
Deodoseringsanlæg Deodoseringsanlæg 9-12 Flere Ja
M/R stationer M/R stationer 12-18 Flere Ja
Lav Høj
Ventiler
132/150 kV udstyr
220 kV udstyr
400 kV udstyr
Kabel & Ledning
HVDC
Kompressorer
10
Dok. 25/00914-13 Til arbejdsbrug/Restricted
Som det fremgår af tabellen, er priserne på reaktorer også steget siden december 2023, mens
transformerpriserne er uændrede. Stigningen vurderes at skyldes en stigende efterspørgsel
samt en begrænset produktionskapacitet for især 400 kV-reaktorerne.
Kabelpriserne er generelt meget volatile og er meget forskellige fra leverandør til leverandør,
især fordi fragtpriserne udgør en betydelig del af prisen. Det er vurderingen, at det nuværende
prisniveau, som er væsentlig højere end før stigningerne i 2022, vil fastholdes, men at der må
forventes store udsving i priserne. Derfor er der nu lagt ekstra reserver i budgetterne i kabel-
projekter for at håndtere denne usikkerhed.
Det er selvsagt meget vanskeligt at forudse, hvordan priserne udvikler sig fremadrettet. Gene-
relt forventer Energinet dog, at efterspørgslen på reaktorer, kabler og transformere fortsat vil
stige over de kommende år, da fokus på den grønne omstilling og geopolitisk energiuafhængig-
hed er stigende i hele verden. Det vil formentlig tiltrække flere leverandører, men det tager
lang tid at etablere nye produktionsanlæg, blandt andet fordi produktionen kræver meget spe-
cialiseret arbejdskraft, og den har nuværende leverandører svært ved at skaffe. Dermed er der
ikke noget, der indikerer, at priserne på transformere, reaktorer og kabler vil falde på kort og
mellemlangt sigt, men først på længere sigt, hvis udbuddet øges mere end efterspørgslen.
Stål, aluminium og kobber er de mest anvendte råvarer i produktionen af komponenter til
energiinfrastruktur. Råvarepriserne har siden 2022 ligget nogenlunde stabilt, dog på et højere
niveau end før de markante stigninger i 2021. Råvarepriserne udgør kun en af flere drivere for
prisudviklingen og kan altså ikke alene forklare de prisstigninger, vi har set. London Metal Ex-
change indikerer, at priserne på især kobber og aluminium vil stige i de kommende år, ligesom
også fragtpriserne forventes at stige.
I forhold til entreprenørydelser vurderes det generelt, at udbuddet på dette marked bør kunne
tilpasse sig efterspørgslen hurtigere end på markedet for især reaktorer og transformere, da
markedet er mindre specialiseret og ikke i samme grad koblet 1-1 med energisektoren. Men
leverandørerne har som sagt store udfordringer med at skaffe den nødvendige arbejdskraft.
Det gælder efterhånden også den udenlandske arbejdskraft, som bliver dyrere pga. mere kon-
kurrencedygtige lønninger i udlandet. Kombineret med en forventning om en fortsat stigende
efterspørgsel efter entreprenørydelser er der således ikke noget, der indikerer, at entreprenør-
priserne vil falde på den korte eller mellemlange bane.
Samlet set er det forventningen, at priser og leveringstider ikke vil falde væsentligt på kort og
mellemlang sigt, idet den aktuelle situation med udfordrede leverandør må forventes at vare
ved en årrække.
For at mitigere situationen med såvel komponentmangel som stigende priser har Energinet igangsat
en række tiltag, som uddybes senere i notatet.
3.3 Interne skaleringsudfordringer
Udover eksterne forhold som langstrakte myndighedsprocesser og pressede leverandørkæder,
er der også forhold internt i Energinet, der gør, at fremdriften i anlægsporteføljen er udfordret.
Dette er drevet af en voldsom vækst i anlægsporteføljen efter både Danmarks – og resten af
Europas – målsætning om at opnå uafhængighed af russisk gas efter udbruddet af Ukrainge-
krigen sammenholdt med de i forvejen høje ambitioner om grøn omstilling. Hvert enkelt an-
lægsprojekt kræver en dedikeret projektorganisation, der kan styre leverandører, styre budget,
håndtere myndighedsprocesser, varetage kontakt til borgere og aktører og i det hele taget
11
Dok. 25/00914-13 Til arbejdsbrug/Restricted
sørge for, at anlægsprojektet forløber planmæssigt – eller så tæt på tidsplan og budget, som
overhovedet muligt. Det betyder, at med en kraftigt og hastigt voksende portefølje, skal Ener-
ginet over kort tid skalere til at løfte mange flere anlægsopgaver end for blot ganske få år si-
den. Det fører dels til en stort ansættelsesbehov, dels til et voksende behov for onboarding og
oplæring af mange nye kritiske projektmedarbejdere. Dette medfører i sig selv et pres på den
interne produktivitet, idet der helt naturligt går en vis periode, inden nye medarbejdere leverer
lige så effektivt som rutinerede samtidigt med, at nøglemedarbejdere også må bruge ressour-
cer på oplæring.
I figur 3 herunder er vist udviklingen i Energinets anlægsportefølje siden 2020 og i figur 4 ne-
denunder er vist udviklingen i FTE, der arbejder direkte med anlægsprojekter siden 2019. Som
det ses, er væksten i porteføljen væsentligt større end væksten i FTE, hvilket i sig selv indikerer
en skaleringsudfordring, som bidrager til, at den generelle fremdrift i anlægsporteføljen er ud-
fordret.
Figur 3 Udviklingen i Energinets anlægsportefølje (antal etableringsprojekter).
Figur 4 Udviklingen i FTE, der arbejder direkte med Energinets anlægsprojekter (bemærk, der er her tale om relativt
grove opgørelser, men tendensen er konsistent).
4. Afledte konsekvenser af estimerede forsinkelser
Prognosejusteringen gav anledning til potentielle konsekvenser for 1) Energinets netkunder, herunder
større VE-producenter og storforbrugere, og 2) for driften af elsystemet ift. at opretholde en fortsat
høj elforsyningssikkerhed. Konsekvenserne på disse to områder beskrives i det følgende.
4.1 Potentielle konsekvenser for netkunder
Prognosejusteringen i august 2024 viste, at potentielt 30 ud af samlet set 57 netkundeprojek-
ter i porteføljen risikerede forsinkelser som følge af forventede forsinkelser i tidsplanerne for
nettilslutningsprojekterne. Disse 30 projekter er indeholdt i de 98 berørte projekter i alt. De 30
potentielt berørte netkundeprojekter var fordelt på 10 VE-producenter (primært sol) og 5 stor-
forbrugere.
12
Dok. 25/00914-13 Til arbejdsbrug/Restricted
På denne baggrund indledte Energinet i september 2024 direkte opsøgende dialog med samt-
lige af de konkret berørte netkunder mhp. at afsøge løsninger i samarbejde med kunderne.
Ved hjælp af enten aftaler med kunderne om 1) mitigerende tiltag som fx midlertidige nettil-
slutninger, alternative tilslutningssteder og/eller midlertidig begrænset netadgang fra anvist
tilslutningssted, eller 2) at netkunden selv viste sig at ønske senere idriftsættelse, blev antallet
af projekter, der i praksis ville opleve konsekvenser direkte som følge af prognosejusteringen,
reduceret fra 30 projekter til 10 projekter, fordelt på 9 VE-producenter (primært sol).
For disse 10 netkundeprojekter vil en forsinkelse af nettilslutningen kunne betyde et muligt tab
for producenten. Den økonomiske konsekvens heraf afhænger af en række faktorer, herunder
forventningen til udviklingen i den fremtidige afsætningspris for især solproduktion, den for-
ventede årlige produktion, diskonteringsrenten for VE-udvikleren og størrelsen af den tids-
mæssige forsinkelse. Det betyder ikke en forventet lavere elproduktion fra anlægget samlet set
over levetiden, men at produktionen bliver skubbet i tid.
En simpel beregning med 12 måneders forsinkelse i nettilslutningen fra 2030 til 2031 af en 200
MW solcellepark medfører en reduceret indtægt for udvikleren på ca. 40 mio. kr. i nutidsværdi.
Dette er baseret på Energinets estimerede afsætningspriser for solproduktion.1
Bemærk, at der
her er tale om en reduceret indtægt, og ikke en reduceret fortjeneste, som jo afhænger af pro-
ducentens drifts- og anlægsomkostninger på solcelleanlægget. Estimatet for den potentielt re-
ducerede indtægt ved en forsinket nettilslutning afhænger i høj grad af, hvilke antagelser der
gøres om udviklingen i afsætningsprisen for produktionen. Fx reduceres den estimerede om-
kostning til godt 30 mio. kr., hvis det antages, at afsætningsprisen i hele anlæggets levetid og
svarer til 2030-niveauet i Energinets forudsætningsgrundlag.
Der kan også være andre økonomiske konsekvenser for VE-producenter ved forsinket nettil-
slutning. Fx vil producenten have kapitalbindingsomkostninger til forlængelse af den garanti-
stillelse, som er nødvendig for at indgå en nettilslutningsaftale. Omkostningen til en forlænget
garantistillelse vurderes at kunne svinge betydeligt fra den ene producent til den anden af-
hængigt af den enkelte producents soliditet og konkrete omkostninger til kapitalbinding.
Derudover kan producenterne have omkostninger, hvis der er indgået aftaler om leveringstids-
punkt for et VE-anlæg, hvor nettilslutningen derefter forsinkes. Omkostningen hertil kan være
omkostninger til at skubbe leveringstidspunktet, eller omkostninger til lager til opbevaring af
det bestilte anlæg.
Disse potentielle omkostninger vurderes umiddelbart af mindre betydning sammenlignet med
den reducerede indtægt ved at skulle udskyde produktionsstart en vis periode som i eksemplet
ovenfor. På lang sigt vurderer Energinet imidlertid, at forsinkelsen vil have begrænset effekt for
VE-anlæggenes samlede økonomi set over hele levetiden.
Det bemærkes, at Energinet ikke er erstatningsansvarlig for forsinkelser i nettilslutningen, med-
mindre Energinet har handlet groft uagtsomt eller forsætligt, og dette er ikke tilfældet, idet
forsinkelserne i vid udstrækning er drevet af omstændigheder, der ligger uden for Energinets
kontrol. Det vil sige, at evt. tab ved forsinket produktion fra fx et solcelleanlæg i sidste ende vil
blive båret af producenten.
1
Beregningen baseret sig følgende antagelser og forudsætninger: Levetid: 35 år, fuldlasttimer: 1350 diskonteringsrente: 3,5 %, sol-
vægtede elpriser for DK1 fra Energinet baseret på Energistyrelsens Analyseforudsætninger til Energinet 2023 (AF23)
(Analyseforudsætninger 2023 (energinet.dk)).
13
Dok. 25/00914-13 Til arbejdsbrug/Restricted
Hvis der tages udgangspunkt i, at samtlige af de 30 potentielt berørte projekter ville blive gen-
nemført som pt. forventet og ”bestilt” af VE-producenterne, så vurderes udskydelsen af nettil-
slutninger at kunne medføre, at nettilslutningen af 1-2 GW VE (primært sol) ville blive udskudt
til enten sent i 2030 eller til lige efter 2030, hvilket kunne have betydning for den samlede
mængde VE i 2030. Efter dialogen med de berørte producenter er de 30 potentielt påvirkede
projekter som nævnt reduceret til 10, og den potentielle udskydelse af produktion til sent i el-
ler lige efter 2030 vil derfor også tilsvarende være reduceret.
4.2 Risici for systemdriften
Da Energinets eksisterende net flere steder nærmer sig udløbet af den tekniske levetid, er der
behov for reinvesteringer og etablering af nye anlæg som erstatning for og/eller udvidelse af
kapaciteten af de eksisterende anlæg for at kunne opretholde forsyningssikkerheden. Overord-
net set øger udskydelsen af projekter i porteføljen den udfordring, som Energinet har med at
koordinere og gennemføre de nødvendige reinvesteringer samtidigt med at opretholde forsy-
ningssikkerheden, fordi de nødvendige reinvesteringer bliver komprimeret over en kortere pe-
riode, dvs. samtidigheden af re- og nyinvesteringer i eksisterende anlæg øges. Det giver en ud-
fordring for systemdriften, fordi det kræver mere planlagt udetid, dvs. flere planlagte afbrydel-
ser, over en kortere periode at gennemføre re- og nyinvesteringer i eksisterende anlæg. Derud-
over øges fejlrisikoen i takt med, at anlæggene bliver ældre.
Konsekvenserne af de udskudte projekter er i nedenstående Danmarkskort vurderet i forhold
til deres mulige betydning for forsyningssikkerheden. Det er væsentligt at bemærke, at forsin-
kelse af de enkelte projekter ikke i sig selv medfører en væsentlig forøgelse af den forsynings-
sikkerhedsmæssige risiko. Forsinkelse af et større antal projekter eller sammenfald med andre
hændelser i nettet kan dog samlet set medføre en forøgelse af risikoen og vanskeliggøre ind-
pasning af reinvesteringsopgaver, som kræver afbrydelser af eksisterende anlæg. Derfor tager
nedenstående risikovurdering udgangspunkt i scenarier, hvor flere samtidige hændelser og ud-
fald gør sig gældende, og de markerede farver er derfor ikke nødvendigvis de mest sandsynlige
udfald, men har til hensigt at tegne det risikobillede, som Energinet tager i betragtning og ar-
bejder på at mitigere gennem den løbende planlægning og systemdrift.
Figur 5 Potentielle konsekvenser af udskudte projekter og betydning for forsyningssikkerheden.
Det vurderes, at udskydelsen af projekter i især Nordsjælland kan indebære relativt store sy-
stemmæssige konsekvenser. For projekterne i Nordsjælland betyder udskydelserne yderligere
udfordringer ift. at realisere de nødvendige reinvesteringer, idet udskydelserne øger
14
Dok. 25/00914-13 Til arbejdsbrug/Restricted
samtidigheden i behovet for reinvesteringer ganske mærkbart. Det kan medføre større udfor-
dringer med at planlægge udetid, mens arbejdet udføres. Flere af reinvesteringsopgaverne vil
ikke kunne gennemføres samtidigt, idet der ikke vil kunne opretholdes den nødvendige ro-
busthed overfor fejl i nettet. Konsekvenserne heraf er en reduktion af kapaciteten på udveks-
lingsforbindelserne og en forøget risiko for udkobling af forbrug på Sjælland.
Udskydelsen af projekter vurderes på Fyn, Sydsjælland samt Lolland-Falster potentielt at have
væsentlige systemmæssige konsekvenser. Justering af tidsplanerne for projekterne på Fyn
medfører en forhøjet risiko for, at man bliver nødsaget til at tage den ene eller begge 400 kV-
forbindelser til området ud af drift, hvorefter det i yderste konsekvens ikke vil være muligt at
opretholde sikkerhed for forsyning af forbruget på Fyn. For projekterne på Sydsjælland og Lol-
land-Falster har udskydelserne ligeledes væsentlige konsekvenser, da hovedparten af 132 kV-
forbindelserne i området vil være udtjente indenfor en kort årrække. De enkelte reinveste-
ringsbehov er ikke i sig selv kritiske, men det samlede omfang i området kan medføre et afbry-
delsesbehov, som kan risikere at medføre produktionsbegrænsninger på Lolland-Falster og
Sydsjælland.
I Østjylland nærmer flere strækninger sig endt levetid og kræver derfor snarlig udskiftning eller
reinvestering. Dette er væsentligt at opretholde fokus på, men udskydelserne i forbindelse
med re-planlægningen har ikke ændret dette forhold væsentligt.
Som mitigerende foranstaltninger vil der på flere anlæg og strækninger blive gennemført leve-
tidsforlængende tiltag ved udskiftning af enkelte komponenter evt. suppleret med øget vedli-
geholdelsesarbejde og intensiveret monitering af anlæggenes tilstand. Dette øger forsynings-
sikkerheden i en begrænset periode, indtil en mere permanent løsning bliver iværksat i takt
med realisering af projekterne. Dette kan midlertidigt medføre øgede omkostninger til monite-
ring, vedligehold og levetidsforlængelse, men vil være et nødvendigt mitigerende tiltag ift. at
imødegå risici effektivt. Det er ikke på nuværende tidspunkt muligt eksakt at belyse størrelsen
af de forøgede omkostninger til disse mitigerende tiltag, idet der er tale om anlægsspecifikke
tiltag, der varierer meget efter anlæggenes alder, belastning, tilstand og placering i nettet.
Ovenstående risici og mitigerende tiltag er indarbejdet i operationsgrundlaget for systemdrif-
ten og vil således omhyggeligt og kontinuerligt blive monitoreret og mitigeret med nødvendige,
tilgængelige midler, så den overordnede risikoprofil for forsyningssikkerheden ikke udvikler sig
i kritisk retning. Endvidere indgår de beskrevne risici i grundlaget for Energinets Redegørelse
for elforsyningssikkerhed, og risiciene vil derfor tilsvarende indgå i grundlaget for Energinets
anbefalinger til planlægningsmål i næstkommende Redegørelse for elforsyningssikkerhed, som
udkommer i 2. halvår 2025.
5. Opfølgende tiltag i Energinet
På baggrund af udviklingen med pressede leverandørkæder, udfordrede myndighedsprocesser
og presset intern kapacitet har Energinet både forinden, parallelt med og som opfølgning på
prognosejusteringen i sommeren 2024 iværksat en række interne tiltag, der skal sikre fremdrif-
ten i projektporteføljen og mitigere risici for fremtidige forsinkelser. Dette gælder særligt an-
skaffelser, tværgående processer og rekruttering.
5.1 Justeret anskaffelsesstrategi
På baggrund af den ganske dramatiske udvikling i markedssituationen, har Energinet justeret sin over-
ordnede anskaffelsesstrategi. Traditionelt har Energinet benyttet sig af multi-contracting og rammeaf-
taler, altså et stort antal aftaler med mange leverandører (deraf ”multi”). Energinet har hovedsageligt
købt komponenter, services, entreprenørydelser etc. på særskilte, individuelle kontrakter. Yderligere
blev en række af indkøbene foretaget og individualiseret for hvert enkelt projekt. Udgangspunktet for
15
Dok. 25/00914-13 Til arbejdsbrug/Restricted
de projektspecifikke udbud og kontrakter var, at købsforpligtigelsen for Energinet altid lå efter §4 god-
kendelsen.
Rammeaftalerne har traditionelt været bygget op uden aftagepligt for Energinet, altså hvor leverandø-
rerne ikke var sikret nogen volumen i afsætningen til Energinet, og Energinet derfor frit kunne vælge,
om aftalen blev taget i brug eller ej. Tilsvarende var leverandørerne ej heller forpligtet til at levere til
Energinet. I et marked, der var præget af balance, fungerede dette efter hensigten.
Tidligere oplevede Energinet ressourcerigelighed fra leverandørsiden i projekterne. Dette både i for-
hold til medarbejdere og komponentleverancer. Tidsplaner, leveringsplaner og ressourcer til etable-
ring af projekterne i pipeline var alignet og stabilt. Altså kunne var det fx ret stabilt, at processen for
installation af en transformer tog ca. 1 år fra underskrevet kontrakt, til den stod installeret på en sta-
tion.
Under daværende markedssituation gav rammeaftaler uden forpligtelse og projektspecifikke udbud
god mening, da det gav Energinet mulighed for at forfølge en strategi om at optimere indkøbspriserne
fra projekt til projekt.
De seneste og aktuelle markedstendenser giver imidlertid behov for at tilpasse Energinets overord-
nede anskaffelsesstrategi samt de overordnede principper, der knytter sig til anskaffelser på tværs af
den samlede anlægsportefølje for at servicere de indkøbsbehov, som Energinet står foran. Energinets
opdaterede anskaffelsesstrategi har følgende overordnede sigtepunkter:
• Proaktive indkøb med tidlig forpligtigelse
• Indsatser for at åbne marked
5.1.1 Proaktive indkøb med tidlig forpligtigelse
Med lange leveringstider og deciderede flaskehalse i markedet er det afgørende at komme i markedet
tidsnok til at sikre kapacitet. En af de helt store tendenser i markedet er tidlige købsforpligtelser fra
TSO’er, hvor kapaciteten bindes mod et aftalt aftag. Dette viser sig fra flere af de store europæiske
TSO’er. Fx har 50 Hertz i 2024 lukket et kabeludbud på 35 milliarder kroner, TenneT har lukket et sam-
let køb af 14 2GW HVDC-platforme og Statnett har gennemført et udbud på 38 transformere, som de
forpligter sig til at købe.
Tidligere var det vurderingen, at Energinet IKKE havde tilstrækkelige rammevilkår til at kunne foretage
forpligtende dispositioner, før der forelå en §4-godkendelse af et projekt. Derfor har muligheden for
at agere som f.eks. TenneT, 50 Hertz og Stattnet ikke tidligere været en strategisk mulighed for Ener-
ginet. Denne barriere er dog elimineret, da det i dialog med Energistyrelsen i starten af 2024 er kon-
kluderet, at Energinet KAN foretage forpligtende dispositioner, inden der foreligger en §4-godken-
delse så længe, der er tale om kritiske anlæg, der er omfattet af Energinets Langsigtede Udviklingsplan
(LUP).
Denne konklusion åbner således for muligheden for tidligere forpligtigelse. Det betyder, at Energinet
kan operere mere markedskonformt i forhold til den aktuelle udvikling blandt andre TSO’er, samt sikre
kapacitet i markedet på et tidligere tidspunkt. I nuværende marked, hvor der er flere projekter end
kapacitet, går leverandørerne efter de udbud, hvor der er konkrete penge på bordet og udbud, der
kan give dem robuste forpligtigelser. Tidlig forpligtigelse vil helt naturligt også reducere leverandører-
nes risiko i forhold til økonomi og styrke deres sikkerhed for et positivt afkast. Dermed vil tidlig forplig-
telse kunne tiltrække flere leverandører og sikre mere kapacitet i markedet.
16
Dok. 25/00914-13 Til arbejdsbrug/Restricted
En tidligere forpligtigelse vil kræve, at Energinet forpligtes før §4-godkendelsen. Indkøbet vil derfor
ikke bero udelukkende et specifikt projekt, hvor de konkrete indkøbsbehov er kendte og veldefine-
rede. I stedet vil forpligtelsen bero på en porteføljebetragtning, der bygger på forecast, som laves ud
fra LUP. Risikoen ved tidligere kapitalbinding skal dækkes af egenkapitalen i Energinets transmissions-
selskab.
Som et yderligere greb til at sikre leverancer til tiden kan der etableres projektlagre. Det vil især være
de komponenter, hvor Energinet oplever flaskehalse, der vil være velegnede at sætte på lager. Der
ville i praksis kunne være tale om to typer lagre: 1) et sikkerhedslager, hvor et antal af de mest kritiske
komponenter står på lager som buffer såfremt, der måtte ske skade, forsinkelse eller andet i et givent
projekt, og 2) et projektlager, der kan lette processen for levering og mitigere den risiko, der er for, at
produktionsslot og tidspunktet, hvor Energinet reelt ønsker leveringen, ikke harmonerer.
I praksis indebærer en tidlig forpligtelse, at Energinet reserverer et produktionsslot hos en leverandør.
I situationen, hvor et projekt bliver rykket f.eks. på grund af en forsinket miljøgodkendelse, vil det give
udfordringer mod leverandøren, idet leverandøren kan have vanskeligt ved at flytte Energinets pro-
duktionsslot. I forpligtelsen ligger ligeledes, at Energinet er forpligtet til at aftage komponenterne. Et
projektlager vil derfor bidrage til, at Energinet vil kunne agere mere fleksibelt i forhold til levering. Le-
vering vil kunne ske til projektlageret på aftalte tidspunkt. Når det givne projekt har fået nødvendige
godkendelser og det reelle behov for levering opstår, kan projektet modtage komponenterne fra pro-
jektlageret.
5.1.2 Indsatser for at åbne markedet
Energinet har igangsat en række tværgående aktiviteter med sigte på at åbne leverandørmar-
kedet mest muligt. Målet er, at Energinet forbliver en attraktiv kunde og derved kan sikre leve-
rancer til tiden.
I det beskrevne marked, hvor det er af afgørende betydning, at Energinet er en attraktiv kunde, er det
essentielt at være i tæt dialog med markedet med henblik på at stille markedskonforme krav. Når der
tales om krav i relation til anskaffelser dækker kravene bredt og på tværs af en række faglige områder.
Energinet stiller således leverancekrav til alt fra tekniske løsninger, økonomi, levering, forpligtigelser,
´ways of working´ samt ESG-krav mv. Hvis Energinet pålægger flere ikke strengt kritiske krav til leve-
randørerne, vil dette alt andet lige medføre, at Energinet begrænser markedet og bliver mindre at-
traktiv som kunde – altså kapaciteten går til anden side. Det er derfor afgørende, at Energinet følger
udviklingen tæt i markedet og følger, hvor hurtigt markedet kan (og vil) udvikle sig på de forskellige
faglige områder. Med fordel kan Energinet indgå i tæt dialog med andre TSO’er for at blive enige om,
hvilke krav og hvilke områder, hvor udviklingen skal ske og i samarbejde påvirke de markedskonforme
krav i den retning, Energinet ønsker.
Et effektivt håndtag til at fastholde et stabilt leverandørmarked og opbygge relationer til nye leveran-
dører er især standardisering. Med standardisering menes her, at Energinet i så høj grad som muligt
læner sig op ad markedets standardløsninger og praksis. Særligt er det af afgørende karakter, at Ener-
ginets særkrav minimeres og at sikre, at de krav, Energinet stiller, er markedskonforme. Standardise-
ring efterspørges også af leverandørerne, der som bekendt befinder sig i den situation, at der er
større efterspørgsel end kapacitet. Det vil sige, at de i praksis kan sælge alt, hvad de producerer,
endda til høje priser, og de ønsker ikke at lave skræddersyede løsninger for at imødekomme diverse
særkrav. På EU-niveau pågår arbejde omkring interoperabilitet mellem f.eks. platforme og kabler. In-
teroperabilitet muliggør en modulær, trinvis og accelereret udbygning. Energinet søger at påvirke det
17
Dok. 25/00914-13 Til arbejdsbrug/Restricted
Europæiske standardiseringsarbejde, ligesom Energinet indgår i dialog og samarbejde med andre
TSO’er omkring tilgang til marked og standardisering.
Energinet har i dag allerede en international leverandørbase. Som håndtag til at øge kapaciteten er
det dog naturligt at se endnu mere på tværs af landegrænser og dermed få endnu flere potentielle le-
verandører i scope. På kabler ses i stigende grad også Kinesiske leverandører søge om kvalifikation og
deltagelse i Energinets udbud. Yderligere ses også, at nabo TSO’er begynde at købe f.eks. transfor-
mere fra store Sydkoreanske leverandører som Hyosung og Hyundai.
I dialog med Klima-, Energi- og Forsyningsministeriet er det i primo 2024 blevet afstemt, at Energinet
generelt kan købe fra Fjernøsten herunder Kina og derved følge statens generelle retningslinjer for
køb i Fjernøsten. Der er på den baggrund udmeldt klare retningslinjer i Energinet for bl.a. screening af
indkøb fra eksempelvis Kina, hvis der er tale om sikkerhedskritiske komponenter, men dette udelukker
ikke på forhånd indkøb af komponenter fra Kina eller resten af Fjernøsten.
I den forbindelse er det afgørende for Energinet at sikre, at ønsket om at styrke produktionen af grøn
teknologi netkomponenter i EU ikke sker på bekostning af en rettidig og effektiv udbygning af energi-
infrastrukturen. Krav om “Buy European” i offentlige udbud kan risikere at begrænse adgangen til
nøglekomponenter som transformere og HVDC-udstyr – netop i en tid, hvor de globale forsyningskæ-
der er under pres.
Leveringstiderne er lange, priserne stiger, og den globale efterspørgsel er vedvarende voksende. Eu-
ropa råder imidlertid ikke over fuldt udviklede forsyningskæder for flere centrale netteknologier. For
restriktive eller bureaukratiske EU-udbuds- og -indkøbsregler vil derfor kunne medføre både yderli-
gere forsinkelser og højere omkostninger i den nødvendige infrastrukturudbygning.
De centrale elementer i Energinets seneste anskaffelsesstrategi er vist i figuren herunder.
Figur 6 Centrale elementer i Energinets justerede anskaffelsesstrategi.
For at sikre hurtig eksekvering af Energinets opdaterede anskaffelsesstrategi har Energinet iværksat
en handleplan benævnt ”Dynamisk Sourcing”. Handleplanen er udover Energinets generelle erfaring
med leverandørmarkedet også udarbejdet på baggrund af de konkrete erfaringer og læringer fra turn-
key udbud.
18
Dok. 25/00914-13 Til arbejdsbrug/Restricted
Denne handleplan skal sikre, at Energinet i løbet af kort tid (medio 2025) er i stand til at mitigere kon-
sekvenserne af pressede leverandørkæder væsentligt mere effektivt end tidligere. Målbilledet for
denne handleplan er vist i figuren herunder.
Figur 7 Målbillede for handleplan "Dynamisk Sourcing" (X’er er under nærmere fastlæggelse).
På baggrund af den justerede anskaffelsesstrategi og implementering af handleplan ”Dynamisk
Sourcing” er det Energinets mål og forventning, at længere leveringstider i markedet i væsent-
ligt mindre grad vil udgøre en barriere for hurtigere eksekvering af anlægsporteføljen samt at
indkøbet sker så effektivt, som muligt i det fortsat ophedede leverandørmarked.
5.2 Tværgående tiltag, der skal mitigere risici for forsinkelser
For at minimere konsekvenserne af især de generelt længere leveringstider på komponenter og lang-
strakte plan- og miljøprocesser, har Energinet særlig fokus på generelt at fremrykke kritiske aktiviteter
til tidligere faser af projektudviklingen. Dette med henblik på at skabe større klarhed for projekternes
sammenhæng, design, tidsplaner og risici så tidligt i projekternes livscyklus, som muligt, og inden god-
kendelse af business cases. På den måde kan igangsættelse af såvel indkøb og myndighedsprocesser
fremrykkes til et langt tidligere stadium end i dag. Dette vil stille væsentligt større krav til kvaliteten af
modning og projektudvikling, men det vil være en vigtig investering i at minimere risikoen for flaske-
halse på et senere tidspunkt i projektforløbet.
Energinet har iværksat en række strategiske indsatser, der både skal sikre en generel fremrykning af
aktiviteter og øge effektiviteten i projektmodellen fra screening til idriftsættelse. Dette vil bidrage til
at minimere konsekvenserne af længere normtider og vil på sigt endda kunne reducere disse. I figuren
herunder er de væsentligste, eksisterende indsatser vist.
MÅLBILLEDE FOR
DYNAMISK
SOURCING
ULTIMO 2024
1 Tekniske koncepter: Tekniske løsninger er standardiserede og systemunderstøttede på
tværs af spændingsniveauer, og tekniske koncepter understøtter
at porteføljen klarlægger 75% af det 2-4 årige indkøbsbehov, inklusiv styklister for
hovedkategorier​
2 Porteføljestyring og strategisk indkøbsbehov: Porteføljen klarlægger 75% af det 2-4
årige indkøbsbehov. Bindende beslutninger, der tager højde for risici, bliver taget på
porteføljeniveau fra projektidé til drift med en +2 års horisont og muliggør rettidige
anskaffelser og mere effektiv projekteksekvering og ressourcestyring
3 Kompetencer og ressourceledelse: En ny projektbemandingsmodel sikrer effektiv
allokering af projektressourcer i tråd med porteføljebeslutninger, og et detaljeret
kompetenceforecast med +2 års horisont definerer rammen for kompetencebygning og
rekruttering
4 Indkøb og supply chain management: Indkøb foretages på porteføljeniveau X måneder
før behov for X% af porteføljen og er baseret på markedsanalyser og prognoser, for at
undgå forsinkelser, reducere eksponering til svingninger samt få den økonomisk mest
fordelagtige pris i markedet
5 Projektproces: En revitaliseret projekteksekveringsmodel sikrer en ensartet
projektproces på tværs af leverancemodeller, samt integrering af portefølje-
beslutninger, hurtigere eksekvering og overholdelse af 'stage gates' for 100% af
indkøbsleverancerne i transmissionsprojekterne
19
Dok. 25/00914-13 Til arbejdsbrug/Restricted
Figur 8 Overblik over eksisterende strategiske indsatser for at styrke projekteksekveringen.
5.3 Mitigering af udfordringer med intern skalering
Et generelt udfordret arbejdsmarked medfører stor konkurrence om de kritiske kompetencer,
Energinet skal bruge for at kunne eksekvere projektporteføljen. Det er en udfordring i lyset af,
at den massive vækst i Energinets anlægsportefølje medfører en betydelig stigning i Energinets
aktuelle og forventede ressourcebehov, jf. ovenfor.
For at sikre de nødvendige kompetencer og ressourcer til varetagelse af både den nuværende
og fremtidige opgaveportefølje, arbejder Energinet strategisk med følgende initiativer:
• Sikring af fremtidens kompetencer via proaktiv ”work force planning”.
• Skalering af rekrutteringskapacitet og målrettet arbejde med Employer Branding
• Fokuseret arbejde med præ- og onboarding
Energinet arbejder således målrettet og kontinuerligt med videreudvikling af praksis omkring
tiltrækning, rekruttering og udvikling af de profiler, der er nødvendige, for at imødekomme
det fremtidige kompetencebehov.
I rekrutteringsprocessen har Energinet fokus på at være aktiv og opsøgende i jobmarkedet,
hvilket bl.a. har betydet at tiden fra stillingsrekvisition til ansættelsesaftale er relativt kort – et
par måneder – selvom arbejdsmarkedet er presset.
Energinet arbejder også på de trin, der ligger forud for selve rekrutteringsprocessen, hvilket
bl.a. er ressourcesignalering og tidlig igangsættelse af relevante initiativer som f.eks. bran-
ding, udvikling eller rekruttering.
Energinet fokuserer også på præ- og onboarding. Her er de koncernfælles strukturer og støt-
tefunktioner blevet forbedret. Et vigtigt opmærksomhedspunkt fremadrettet er dog, at den
nære onboarding og oplæring kræver tid fra etablerede medarbejdere. For de afdelinger der
står overfor flere ansættelser, er der altså en vigtig strategisk overvejelse omkring, hvor
mange medarbejdere man kan trække ud af produktion til oplæring, da det vil have en effekt
for produktiviteten i afdelingen. Det er således en forventet effekt af en kraftig ekspansion i
OVERBLIK: INDSATSER FOR AT ØGE HASTIGHEDEN I UDBYGNINGEN AF EL-INFRASTRUKTUR
Igangværende Implementeret
Myndigheds-
orienterede indsatser
Ide Modning Etablering
Fremrykning af proces
for myndigheds-
ansøgning
Tværministerielt
projekt (ENS + MST)
Deltagelse i
NEKST
Ny strategi for
myndighedsgodkend-
elser og -tilladelser
Optimering af
samarbejde med
MST (betaling, data-
udveksling, etc.)
Kundeorienterede
indsatser
Ide Modning Etablering
Implementering
af midlertidige
tilslutninger
Implementering af ”Net-
kundeansvarlig”, der følger
tilslutningssagerne end-to-end
Implementering af
flere spor for
tilslutningssager
Indarbejde muligheden
for tidlig garantistillelse
i vores processer
Net til tiden i
samarbejde med
Green Power
Denmark
Markedsorienterede
indsatser
Ide Modning Etablering
Udvikling af markeds-
orienterede tekniske
koncepter (Dynamisk sourcing)
Strategisk
indkøbsbehov/forecast
(Dynamisk sourcing)
Indkøb & supply chain
management (Dynamisk
sourcing)
Turnkey samarbejde
med Simens på
stationsanlæg i DK1
Fordisponering
af kritiske
komponenter
Interne
indsatser
Ide Modning Etablering
Låsning af teknisk design
(Dynamisk sourcing)
Én samlet end-to-end
stage gate projektmodel
(Dynamisk sourcing)
Kompetenceforecast
og ressourcestyring
Digitalt projektflow –
herunder Konfigurations-
styring i værdikæden
Etablering af
værdistrømsledelse
Skalering af kompetencer
og uddannelse
20
Dok. 25/00914-13 Til arbejdsbrug/Restricted
bemandingen, at den i en periode vil reducere den marginale effektivitet i virksomheden, men
alternativet er, at nødvendige, fremtidige opgaver ikke kan løses på tilfredsstillende vis.
For at ruste sig til fremtiden, har Energinet en strategisk prioritet omkring fremtidens kompe-
tencer, der adresser ovenstående. Der udvikles værktøjer til dels at forecaste organisationens
kompetencebehov og dels til at underbygge en strategisk tilgang til medarbejderudvikling og
rekruttering, ligesom Energinet er aktiv i universitetsmiljøet og i faglige miljøer for at skabe
opmærksomhed om behovet for fremtidens kompetencer og jobmuligheder.
6. Intensiveret tilsyn
På baggrund af prognosejusteringen i august 2024 indledte Energinet og Energistyrelsen i sep-
tember 2024 dialog om konsekvenserne for §4-godkendte projekter og den tilsynsmæssige op-
følgning herpå.
Dialogen er udmøntet i et konkret administrationsgrundlag, der er udstedt af Energistyrelsen
og som angiver vejledende principper for Energinets varetagelse af orienteringspligten vedr.
væsentlige afvigelser i § 4-godkendte investeringsprojekter (se bilag 1). Selvom administrati-
onsgrundlaget først er formelt udstedt den 5. marts 2025, har både Energinet og Energistyrel-
sen i praksis opereret efter dette grundlag siden december 2024.
I umiddelbar forlængelse af prognosejusteringen igangsatte Energinet således en prioriteret
indsats for at afdække omfanget af konkrete afvigelser på § 4-godkendte projekter, som Ener-
gistyrelsen skulle orienteres om og evt. behandle.
Prognosejusteringen i august 2024 omfattede 174 volumenprojekter, men efterfølgende be-
vægelser i porteføljen gav – ikke uventet – anledning til ændringer i antallet i anlægsporteføl-
jen, sådan at udgangspunktet for opgørelsen af afvigelser på §4-godkendte projekter i septem-
ber-november 2024 udgjorde i alt 178 anlægsprojekter.
Af de 178 anlægsprojekter, udgjorde 79 projekter §4-godkendte projekter, og 99 ikke §4-god-
kendte projekter. Bemærk her, at i opgørelsen af de ”98” forsinkede projekter var der både
store og små projekter og både store og små forsinkelser/afvigelser.
Figuren herunder viser konsekvensen af den afstemte administrationspraksis med Energistyrel-
sen, som angiver vejledende kriterier for væsentligheden af afvigelser, og dermed også hvilke
projektafvigelser, Energinet herefter var og er forpligtet til at holde Energistyrelsen orienteret
om. Det er ud fra de vejledende kriterier Energinets ansvar at vurdere konkret hvilke afvigelser,
der er omfattet af orienteringspligten. Desuden blev tilsynet udvidet med en pligt til at orien-
tere om væsentlige afvigelser også for ikke tidligere §4 godkendte projekter, når disse når en
vis værdi.
21
Dok. 25/00914-13 Til arbejdsbrug/Restricted
Figur 9 Overblik over fordelingen af porteføljen på hhv. ikke §4-godkendte projekter og §4-godkendte projekter
Af de i alt 79 §4-godkendte projekter omfattet af prognosejusteringen havde 64 projekter (19 +
45) væsentlige afvigelser iht. ny administrationspraksis. Der var tidligere orienteret om væsent-
lige ændringer på 6 af disse projekter, mens Energinet ikke tidligere havde orienteret om afvi-
gelser på de resterende 58 projekter. Denne orientering tilgik derfor Energistyrelsen i novem-
ber 2024, og efterfølgende forespurgte Energistyrelsen om yderligere detaljer på 16 ud af de
58 projekter. Dvs. ud af en ”bruttopulje” på 79 projekter, blev der i dialogen mellem Energinet
og Energistyrelsen identificeret et yderligere oplysningsbehov på i alt 16 tidligere §4-god-
kendte projekter.
På denne baggrund – og efter nærmere vurdering – tilkendegav Energistyrelsen i februar 2025
et behov for fornyet §4-godkendelse for 8 af de 16 projekter, som Energistyrelsen modtog
yderligere information på i løbet af december-januar. Dokumentationen for fornyede §4-god-
kendelser af 7 af disse 8 projekter er under udarbejdelse af Energinet og forventes fyldestgø-
rende senest ultimo maj/primo juni 2025. For det 8. projekt, hvor der skal foretages en fornyet
§4-godkendelse, vil dokumentationen efter aftale med Energistyrelsen blive fremsendt umid-
delbart forud for den næste større kontraktindgåelse i løbet af 2026.
Af de i alt 99 ikke §4-godkendte projekter omfattet af prognosejusteringen havde 8 projekter
væsentlige afvigelser iht. ny administrationspraksis. Alle disse projekter har imidlertid tidligere
været behandlet på tilsynsmøde med Energistyrelsen. Energistyrelsen har efterfølgende bedt
om yderligere information på 4 af de 8 projekter mhp. at afklare, om det på det foreliggende
grundlag er nødvendigt med en §4-godkendelse på disse.
På denne baggrund er den samlede tilsynsmæssige konsekvens af prognosejusteringen i august
2024 vedr. §4 projekter altså, at ud af hhv. 98 projekter med tidsafvigelser og 78 med budget-
prognoseafvigelser, er 12 projekter udtaget til nærmere tilsyn, og processen herfor er fastlagt i
administrationspraksis af Energistyrelsen.
Desuden er der iht. administrationspraksis indført en kvartalsrapportering på afvigelser på §4
projekter, som sikrer, at Energinet løbende orienterer Energistyrelsen om væsentlige afvigelser
på projekter i porteføljen (se §4 kvartalsrapport for Q4 2024 med tilhørende projektliste i bilag
2) således, at Energistyrelsen vedvarende bringes i stand til at vurdere, hvorvidt der er behov
B A
22
Dok. 25/00914-13 Til arbejdsbrug/Restricted
for fornyede godkendelser – dog med straks orientering, når Energinet vurderer, at der er tale
om særligt væsentlige afvigelser med omfattende konsekvenser.
Den kvartalsvise §4-rapportering til Energistyrelsen følger herefter kadencen i Energinets al-
mindelige kvartalsrapportering til bestyrelsen, successivt til Klima-, Energi- og Forsyningsmini-
steriet.


Side 1/9
Energistyrelsen
Carsten Niebuhrs Gade 43
1577 København V
T: +45 3392 6700
E: ens@ens.dk
www.ens.dk
Energistyrelsens tilsyn med Energinets prognosejustering af
anlægsporteføljen i august 2024.
KEFM modtog i august 2024 notatudkastet ”Replanlægning og konsekvenser for an-
lægsporteføljen” fra Energinet og har den 27. maj 2025 modtaget endeligt afrappor-
tering om Energinets prognosejustering af anlægsporteføljen i august 2024. Energi-
net redegør for forsinkelser og fordyrelser af de fleste af deres anlægsprojekter, som
allerede er godkendt efter § 4 i Lov om Energinet og i forskellige stadier af planlæg-
ning eller etablering. Det er et standardvilkår i ministeriets § 4 godkendelser, at Ener-
ginet skal orientere ministeriet om væsentlige ændringer i projekterne. Energistyrel-
sen anerkender, at Energinet har igangsat et arbejde med styrkelse af deres porte-
føljestyring, men vurderer samtidig, at orientering om ændringerne i en del af de på-
gældende projekter kunne være sket tydeligere og tidligere end august 2024. Sagen
har givet anledning til præcisering og styrkelse af Energistyrelsens opfølgende tilsyn
med Energinets netprojekter.
I dette notat beskrives, hvordan Energistyrelsen i regi af tilsynet med Energinets net-
planlægning har håndteret sagen fra august 2024 og frem til juni 2025, en beskrivelse
af, hvordan Energistyrelsen i den forbindelse har styrket tilsynet med Energinets pro-
jekter i etableringsfasen.
Indhold
1. Baggrund
2. Energinets konsoliderede afrapportering af forsinkelser og fordyrelser
3. Energistyrelsens konkrete opfølgning på replanlægningen
4. Ny skærpet tilsynspraksis for projekter i etableringsfasen
5. Opsamling
Kontor/afdeling
El
Dato
4. juni-2025
J nr. 2025 - 3190
/AHK/IBHN/LSTHN
Offentligt
KEF Alm.del - Bilag 287
Klima-, Energi- og Forsyningsudvalget 2024-25
Side 2/9
1. Baggrund
Energistyrelsen fører løbende tilsyn med Energinets netplanlægning. Det sker i tæt
dialog med Energinet bl.a. ifm. konkrete sager, faste mødekadencer, den langsig-
tede udviklingsplan (LUP) og Energinets etableringsansøgninger jf. §4 i Lov om
Energinet. Energinets orientering fra august 2024 til KEFM om fordyrelser og forsin-
kelser af en lang række projekter, den såkaldte ”replanlægning”, medførte at Energi-
styrelsen igangsatte en dialog med Energinet om de konkrete oplysninger, og efter-
spurgte yderligere information, herunder nærmere oplysninger om årsager og kon-
sekvenser til de angivne forsinkelser og fordyrelser. Denne dialog fandt væsentligst
sted i perioden november 2024-februar 2025 med følgende nedslagspunkter:
- 20 september 2024: Energistyrelsen anmoder Energinet om lister over hvilke
konkrete projekter, der var berørt af Energinets replanlægning for at kunne
forholde sig til dem jf. ENS’s tilsynsforpligtelse.
- 4. november 2024: Møde mellem KEFM/Energinet/Energistyrelsen om re-
planlægning og evt. genbesøg af § 4 godkendte projekter.
- 4. november (under mødet): ENS modtager udkast til lister med § 4-god-
kendte projekter, der er berørt af replanlægningen.
- 21. november 2024: Energistyrelsen sender første udkast af principnotat om
orientering om væsentlige ændringer til Energinet med henblik på videre
drøftelser om notatet og de indeholdte retningslinjer.
- 25. november 2024: Møde mellem ENS og Energinet om § 4 administration
samt Energinets arbejde med at uddybe oplysninger til ENS om afvigelser
og årsager for projekter omfattet af replanlægningen (listen 4/11) og uddyb-
ning af oplysninger for en række projekter, der ikke tidligere er indkaldt til §
4 godkendelse.
- 12. december 2024: Energistyrelsen modtager som en del af materialet til
tilsynsmøde den 19.12 endelig liste fra Energinet om §4-projekter der er be-
rørt af forsinkelser og fordyrelser
- 16. december 2024: Møder mellem Energinet og Energistyrelsen om listen
over berørte projekter modtaget den 12.12.24 Energistyrelsen anmoder på
sidste møde Energinet om yderligere oplysninger om 15 elanlægsprojekter,
med henblik på at vurdere, om en fornyet §4-godkendelse er nødvendig.
- 19. december 2024: Energinets replanlægning og det igangværende tilsyn
og opfølgningsarbejde behandles på Energistyrelsens halvårlige tilsyns-
møde om Energinets netplanlægning. På mødet understreges det, at tilsynet
med Energinets generelle anlægsportefølje er intensiveret, så Energistyrel-
sen fremover modtager kvartalsvise afrapporteringer, og afholder kvartals-
møder om nyeste prognoser for udviklingen i Energinets anlægsportefølje.
Dette intensiverede tilsyn beskrives nærmere nedenfor.
- Ultimo januar 2025: Energinet indsender uddybende oplysninger om de 15
projekter til Energistyrelsen.
Side 3/9
- 11. februar 2025: Energistyrelsen meddeler Energinet, hvilke projekter der
vurderes at kræve en særskilt § 4 godkendelse og anmoder om en konsoli-
deret afrapportering om den samlede anlægsportefølje der er berørt af sa-
gen om forsinkelser og fordyrelser.
- 5. marts 2025: Energistyrelsen sender endelig godkendt udgave af princip-
notatet om orientering om væsentlige ændringer. (Omtalt som ” Administra-
tionsgrundlag” af Energinet)
I tillæg til ovenstående konkrete aktiviteter har Energistyrelsen som en del af tilsynet
med Energinets netplanlægning i perioden november 2024 til primo februar 2025
været i løbende dialog med Energinet, herunder ved en række møder, om form og
detaljegrad for beskrivelserne af projekter berørt af replanlægningen, herunder også
for en række mindre projekter, der ikke tidligere er blevet indkaldt til § 4 godkendelse.
Det har givet anledning til en lang række spørgsmål. Der blev bl.a. efterspurgt yder-
ligere oplysninger om årsagerne til forsinkelserne og fordyrelserne, både for speci-
fikke projekter men også for den samlede anlægsportefølje til brug for Energinets
udarbejdelse af den opdaterede og konsolideret udgave af notatet.
Ligeledes har Energistyrelsen, som en del af tilsynsarbejdet og i forlængelse af tilsy-
net med Energinets replanlægning, på et tilsynsmøde fået nærmere indsigt i Energi-
nets operationelle arbejde med og model for prissætning af komponenter og andre
elementer i de enkelte business cases for Energinets anlægsprojekter (Energinets
prisliste). Energistyrelsen konstaterer i den forbindelse, at Energinets prisliste bliver
løbende opdateret og tilpasset nyeste udvikling i markedet, med henblik på at Ener-
ginet har et så fyldestgørende grundlag som muligt til udarbejdelse af Energinets
business cases samt til brug for opdateringer af prognoser i Energinets samlede por-
tefølje af etableringsprojekter.
Energinets største anlægsprojekter indgår ikke i replanlægningssagen. Disse projek-
ter er udvalgt på basis af deres størrelse og strategiske betydning samt i forhold til
offentlig og/eller politisk bevågenhed. Projekterne håndteres i Energinets planlæg-
ning individuelt og business cases for disse projekter følger ikke nødvendigvis de
generelle prognoseopdateringer som Energinet ellers lægger til grund for deres pro-
jekter. Energistyrelsen modtager en status for de største anlægsprojekter to gange
om året forud for de halvårlige tilsynsmøder. På det seneste tilsynsmøde i december
2024 blev givet en status for 12 større anlægsprojekter. De omfatter store reinveste-
ringer i transmissionsnettet og udlandsforbindelser, projekter for tilslutning af havvind
og Energiø Bornholms infrastruktur. De større, strategiske anlægsprojekter behand-
les ikke yderligere i dette notat.
2. Energinets konsoliderede afrapportering af forsinkelser og fordyrelser
Side 4/9
Energistyrelsen modtog den 27. maj 2025 notat om Energinets prognosejustering af
anlægsporteføljen i august 2024. Notatet indeholder bl.a. en opsummering af prog-
nosejusteringen fra august 2024 og redegørelse for årsager, afledte konsekvenser
og opfølgende tiltag i Energinet.
Energinets konsoliderede notat indeholder de uddybende faktuelle oplysninger og
redegørelser, som Energistyrelsen har anmodet Energinet om.
Fordyrelser
Energistyrelsen konstaterer, at Energinet i notatet har angivet tre primære årsager til
den samlede fordyrelse på 3,6 mia. kr:
• højere prisforventninger til især graveentrepriser (1,5 mia. DKK.).
• turnkey stationspriser (0,9 mia. DKK),
• opjusteringer af byggerenter, der er en konsekvens af udskydelserne af projekter-
nes idriftsættelser (0,8 mia. DKK).
I forhold til stigningen i entreprenørydelser anfører Energinet, at årsagerne til de høje
priser er baseret på kraftigt stigende efterspørgsel af denne ydelse generelt i marke-
det og et leverandørmarked, der har udfordringer med at tiltrække den nødvendige
arbejdskraft.
Forsinkelser
Energinet angiver de primære årsager til forsinkelserne (gennemsnitligt 1,3 år) til at
være:
• lange myndighedsprocesser til plan- og miljøgodkendelser
• udfordrede leverandørkæder
• udfordringer med at forøge ekspertisen internt i Energinet (for enkelte projekter)
Energistyrelsen konstaterer videre, at Energinet i høj grad har håndteret konsekven-
serne ved senere tilslutning for netkunder – både producenter og forbrugere. Hvor
der i august var konsekvenser for 30 netkunder er dette nu reduceret til 10. Energinet
har iværksat løsninger som fx midlertidige nettilslutninger, alternative tilslutningsste-
der og/eller kunden har indgået aftale om midlertidig begrænset netadgang. Tilta-
gene er sket efter aftale med kunderne eller på baggrund af ønske fra netkunden
selv. For de 10 resterende netkunder, hvor mitigerende tiltag ikke har været en mulig
løsning er konsekvensen en forsinkelse i nettilslutningen. For VE-anlæg indebærer
dette, at produktionen først vil kunne afsættes via elnettet senere end forventet.
Endelig konstaterer Energistyrelsen, at Energinet har igangsat en række opfølgende
tiltag, der har til formål at sikre fremdriften i projektporteføljen. Dette gælder bl.a.
anskaffelser, tværgående processer og rekruttering.
Energinet har bl.a. iværksat proaktive indkøb og indsatser for at åbne leverandør-
markedet, med henblik på at Energinet læner sig op ad markedets standardløsninger
Side 5/9
og praksis, så Energinet er en attraktiv kunde for leverandørerne. Energinet arbejder
desuden målrettet på at skabe fremdrift i forhold til de lange myndighedsprocesser,
og arbejder bl.a. tæt sammen med Styrelsen for Grøn Arealomlægning og Vandmiljø
og Energistyrelsen om at optimere myndighedsprocesserne og understøtte dem di-
gitalt. Energinet har endvidere deltaget aktivt i NEKST arbejdsgrupperne ”Mere sol
og vind på land” og ”Hurtigere udbygning af elnettet”, der i anbefalingerne peger på
behov for ændringer i rammevilkårene for plan- og miljøtilladelser.
3. Energistyrelsens konkrete opfølgning på Energinets prognosejuste-
ring
Energistyrelsen har gennemgået Energinets lister over påvirkede projekter og har
haft fokus på oplysninger om væsentlige ændringer i økonomi, herunder de ’gene-
relle prisstigninger’, oplysninger om ’ændringer i scope’ (den tekniske løsning for
projektet) og oplysninger om ’væsentlige ændringer i tid’.
Formålet med gennemgangen af listerne har dels været at få et nærmere indblik i
prisstigningernes og forsinkelsers konsekvenser for de berørte projekter og dels at
kunne udpege konkrete projekter til nærmere gennemgang.
Det er samlet set Energistyrelsens vurdering, at Energinets konsoliderede notat re-
degør fyldestgørende for de tendenser der er skyld i prognosejusteringen. Konkret
betyder det, at forsinkelserne eller fordyrelserne følger af de generelle årsagsforkla-
ringer jf. ovenfor.
Projekter, der ikke tidligere har været § 4-godkendt
I forlængelse af gennemgangen med Energinets lister har Energistyrelsen anmodet
Energinet om supplerende at indsende oplysninger om en række mindre projekter,
som ikke tidligere har været indkaldt til § 4 godkendelse. Formålet med Energistyrel-
sens gennemgang har været at vurdere, om replanlægningens prognoseændring for
disse projekter indebærer, at de vurderes at skulle § 4 godkendes. På baggrund af
gennemgangen er det Energistyrelsens vurdering, at de nye oplysninger ikke giver
anledning til, at projekterne skal indkaldes til § 4 godkendelse.
Projekter, der tidligere har været § 4-godkendt
Tilsvarende har Energistyrelsen gennemgået projekter, som tidligere har fået en §4-
godkendelse. Styrelsen har anmodet om uddybende oplysninger fra Energinet i for-
bindelse med 15 af projekterne med henblik på at vurdere om der skal kræves en
fornyet § 4 godkendelse (tillæg til § 4). På baggrund heraf er indkaldt følgende otte
projekter til fornyet godkendelse:
• Udbygning af nettet i Midt- og Vestjylland
• 132 kV Lolland og Sydsjælland fase 3+4.
• Forskønnelsesprojekt Kongernes Nordsjælland
• 400 kV Endrup tilslutninger PtX 3P
• Ny 400/132 kV-station Ørslev under skoven St. NUP
Side 6/9
• 150 kV Kværndrup St. NUP
• Station Odense Vest
• VE i Nordjylland - Vest – NVV
Energistyrelsens udvælgelse er baseret på en konkret vurdering. Energistyrelsen har
bl.a. lagt vægt på, om de pågældende projekter afviger væsentligt fra gennemsnittet
i økonomi og/eller tid i forhold til de øvrige projekter i replanlægningen, samt om
projekterne indeholder scopeændringer (nyt design af den tekniske løsning). Indkal-
delsen af de otte projekter til fornyet godkendelse, har desuden givet Energistyrelsen
konkret indsigt i prisstigninger og øget tidsforbrug på projektniveau.
Ministeren orienterer KEF-udvalget om afgørelsen af Energinets ansøgninger om
godkendelse af større anlægsprojekter med budget på over 1 mia. kr. Udvalget har
mulighed for en teknisk gennemgang af projektet ved Energinet og mulighed for at
udtale sig om projektet til ministeren. Orienteringen sker forud for ministerens ende-
lige afgørelse i sagen.
Ud over denne orientering forud for ministerens afgørelse af større ansøgninger, ori-
enteres udvalget også om væsentlige ændringer til projekter med budget på over 1
mia. kr.
Det fremgår af KEF alm del 175 dateret 18. marts 2025, at Energistyrelsen i den
forbindelse oplyste, at ”Status for arbejdet er, bl.a. at to af projekterne, der er indkaldt
til en fornyet godkendelse, er projekter, der tidligere har været forelagt KEF-udvalget.
KEF-udvalget vil efter sædvanlig praksis blive orienteret om ændringerne i de to pro-
jekter, samt yderligere et projekt, der ikke tidligere har været forelagt KEF, men som
i ændringerne vil overstige et budget på 1 mia. kr. hvilket er grænsen for forelæg-
gelse for udvalget.”
Energistyrelsen konstaterer, at ovenstående formulering fra udvalgssvaret er upræ-
cis, og præciseres her. Styrelsen har indkaldt otte projekter til fornyet godkendelse,
hvortil Energinet udarbejder tillægsansøgninger til deres godkendte §4 ansøgninger.
KEF-udvalget vil blive orienteret om tillægsansøgningerne på to af de otte projekter,
da de ligger over grænsen på 1. mia. Det ene af de projekter, er tidligere forelagt
KEF. Det andet er ikke tidligere forelagt KEF, men vil som følge af ændringerne over-
stige et budget på 1 mia. kr. Dertil kommer, at KEF-udvalget tidligere er forelagt § 4
afgørelsen 132/400 kV Nordvestsjælland Kabel. Dette projekt er også påvirket af
prognoseændringer, men er ikke indkaldt til fornyet godkendelse, da Energistyrelsen
har vurderet, at karakteren af ændringerne ikke medfører behov for fornyet godken-
delse. I stedet beskrives projektet nedenfor i indeværende notat.
150 kV Midt- og Vestjylland Kabel NUP
Energistyrelsen har indkaldt projektet til særskilt tillægsgodkendelse. Projekt har tid-
ligere været forelagt KEF-udvalget, hvorfor tillægsgodkendelsen ligeledes vil blive
Side 7/9
forelagt som det er vanlig praksis. Energistyrelsen har modtaget ansøgningen 2/6 og
forventer at kunne sende ministeren en indstilling medio til ultimo juni.
132 kV Lolland og Sydsjælland fase 3+4.
Projektet har ikke før været forelagt KEF-udvalget, men forelægges i forbindelse med
tillægsgodkendelsen, da budgettet i tillægsansøgningen overstiger 1 mia. kr. kr.
Energistyrelsen er i gang med at behandle tillægsansøgningen. Energistyrelsen har
modtaget ansøgningen 1/5 og forventer at kunne sende ministeren en indstilling me-
dio til ultimo juni.
Ikke indkaldt til fornyet godkendelse - ”132/400 kV Nordvestsjælland Kabel”
Derudover er projekt ”132/400 kV Nordvestsjælland Kabel” der tidligere har været
forelagt KEF-udvalget, ligeledes ramt af fordyrelser på 0,3 mia.kr. hvilket giver ny
budgetprognose på 1,6 mia. kr. i forhold til et godkendt budget på 1,3 mia. kr. Pro-
jektet er ikke indkaldt til fornyet godkendelse, da fordyrelsen udelukkende skyldes de
generelle prisstigninger, der afdækkes i Energinets notat, og at Energistyrelsen i til-
synet med replanlægningen ud fra en konkret vurdering ikke har fundet det nødven-
digt at indkalde projektet til en separat tillægsgodkendelse.
Øvrige indkaldte projekter
Gældende for de øvrige seks projekter er, at fem af tillægsansøgninger er modtaget
og under behandling. De forventes færdigbehandlet i Energistyrelsen ultimo juni. Til
det sidste projekt ”VE i Nordjylland - Vest – NVV” forventes tillægsansøgningen først
fremsendt i Q3 2026. Energinets bestyrelse har endnu ikke godkendt prognosejuste-
ringen, da der først skal disponeres over yderlige midler i 2026, hvorfor Energinet
venter med at godkende budgetudvidelsen, til at man har en retvisende budgetprog-
nose for projektet. Energistyrelsen vil følge projektet i de kvartalsvise afrapporterin-
ger.
4. Ny skærpet tilsynspraksis for projekter i etableringsfasen
Energistyrelsen fører løbende tilsyn med Energinets netplanlægning og har tilsyns-
møder med Energinet herom. Der holdes møder om både Energinets projektporte-
følje og møder om konkrete problemstillinger i relation til eltransmissionsnettet. På
halvårlige tilsynsmøder med Energinets netplanlægning afrapporterer Energinet li-
geledes om status på de større anlægsprojekter under etablering. Større investerin-
ger i eltransmissionsnettet godkendes desuden enkeltvis efter § 4 i Lov om Energi-
net.
Energistyrelsen har fra 2025 skærpet tilsynet med status og fremdrift for Energinets
projekter i etableringsfasen, så Energinet nu kvartalsvis skal afrapportere om prog-
noseændringer (tid, økonomi, scope) for Energinets anlægsprojekter under etable-
ring. Afrapporteringen følges op af et tilsynsmøde, hvor der også er fokus på evt.
konsekvenser og Energinets mitigerende tiltag. Yderligere skal Energinet orientere
Energistyrelsen/KEFM ad hoc om ændringer i projekter, hvor orienteringen ikke kan
Side 8/9
vente til den kvartalsvise status. Det er ud fra standardvilkår i §4 godkendelserne
Energinets ansvar at vurdere konkret hvilke afvigelser, der er omfattet af oriente-
ringspligten. For at give mere klarhed om rammerne for Energinets orientering om
væsentlige ændringer af Energinets projekter, har Energistyrelsen udarbejdet et prin-
cipnotat til Energinet, med henblik på at hjælpe i deres interne governance. Notatet
understreger, at det er Energinet, der som TSO og bygherre har modtaget godken-
delsen til gennemførelsen af projektet og har ansvaret for projektet samt pligt til at
overholde vilkåret om at meddele væsentlige ændringer.
5. Opsamling
Energistyrelsen bemærker, at de primære årsager til fordyrelser og forsinkelser i væ-
sentlig grad skyldes udefrakommende omstændigheder, der dels er en udløber af
energi/Ukrainekrisen, dels skyldes en accelereret grøn omstilling og dels skyldes en
fortsat øget sagsbehandlingstid for projekternes plan- og miljøprocesser.
Energistyrelsen tager til efterretning, at Energinet har opdateret den samlede an-
lægsportefølje med nyeste prognoser for bl.a. tidsforbrug og økonomi i rapporterin-
gen, der rækker frem til slut november 2024. Det bemærkes desuden, at Energinet
fremadrettet hvert kvartal foretager en generel gennemgang og evt. justering af an-
lægsporteføljen til at afspejle de aktuelle omstændigheder. Energistyrelsen anerken-
der, at Energinet har igangsat et arbejde med styrkelse af deres porteføljestyring.
Energistyrelsen skal bemærke, at det er væsentligt at Energinet fremover i højere
grad sikrer mere rettidige opdateringer af anlægsporteføljen samt væsentligt at Ener-
ginet orienterer Energistyrelsen klart om større og principielle udfordringer i forbin-
delse med det løbende tilsyn.
Energistyrelsen konstaterer, at Energinet nu har igangsat en række opfølgende for-
anstaltninger. Det gælder både på den korte bane i forhold til de projekter, der alle-
rede er godkendt, og på den lange bane i forhold til generelt at sikre fremdriften i
projektporteføljen.
Det skal i den forbindelse bemærkes, at Energinet peger på, planforudsætningerne
for anlægsporteføljen fortsat kan ændre sig, og at Energinet derfor om nødvendigt
vil justere prognosen (tid og økonomi) for anlægsporteføljen yderligere ved senere
lejlighed.
Endelig skal det fremhæves, at tilsynet med fremdriften af projekter under etablering
er intensiveret. Konkret udarbejder Energinet nu bl.a. kvartalsvis status for hele pro-
jektporteføljen og Energistyrelsen afholder tilsynsmøder med Energinet i forlængelse
heraf. I det løbende tilsyn med netplanlægningen vil der derudover være yderligere
fokus på status og fremdrift med Energinets reinvesteringsprojekter, herunder de
projekter, som Energinet vurderer er særlig udfordret og dermed kan have system-
kritiske konsekvenser (udfordringer for forsyningssikkerheden), jf. Energinets notat
Side 9/9
afsnit 4.2. Dette følges der op på i det kommende tilsyn med Energinets netplanlæg-
ning