Danmark: Reguleringsoverblik for BESS og vedvarende energi – Negativpriser, nettariffer og markeder

Negativpriser og støtteregimer for vedvarende energi

Danmark har ikke en direkte pendant til den tyske § 51 EEG, som automatisk suspenderer markedspræmien ved negative day-ahead-priser. I stedet anvender VE-loven et fast afregningspris-system (tidligere garanteret minimumspris) kombineret med pristillæg (premium oven på markedsprisen). Støtten er typisk begrænset til en bestemt periode (10–20 år) og indenfor et kapacitetsloft. Nyanlæg tildeles i dag via konkurrenceudbud med differencekontrakter (CfD), særligt for havvind, hvor byderne i perioder med høje markedspriser i stedet betaler staten differencen – en bilateral afregningstegning, som mindsker budgetrisikoen for det offentlige Energistyrelsen – FAQ om støtte til vedvarende energi (VE-loven, lovbek. nr. 1031 af 06.09.2024, § 51 stk. 4, negativt pristillæg, modregning).

Vedrørende negativpriser gælder et vigtigt princip fastslået i VE-loven § 51, stk. 4 (lovbekendtgørelse nr. 1031 af 6. september 2024): Energistyrelsen kan modregne skyldige beløb – herunder negativt opstået pristillæg – i fremtidige udbetalinger Energistyrelsen – FAQ om støtte til vedvarende energi (VE-loven, lovbek. nr. 1031 af 06.09.2024, § 51 stk. 4, negativt pristillæg, modregning). Et negativt pristillæg opstår ikke ved negative spotpriser, men derimod når markedsprisen overstiger den faste afregningspris. I sådanne perioder har producenten modtaget mere end det garanterede niveau og skal tilbagebetale overskuddet; Energistyrelsen har siden begyndelsen af 2024 aktivt gennemdrevet dette via modregning Energistyrelsen – Tilbagebetaling af støtte til vedvarende energi (negativt pristillæg, modregning § 51 stk. 4, lovbek. 1031/2024). Mekanismen svarer ikke til en suspensionsregel: støtten standser ikke automatisk ved negative priser – den er derimod knyttet til tilbagebetalingspligten, når markedsprisen overstiger tariffen.

For solcelleanlæg ophørte tilskud til nye installationer i praksis allerede i 2020. Anlæg oprettet under den gamle netto­afregnings­ordning er gradvist udfaset. VE-bonusordningen pr. 1. juli 2024 yder lokale bonusudbetalinger til naboer ved vindmøller og større solanlæg, men er ikke en produktionsstøtte til selve anlægsejeren Energistyrelsen – FAQ om støtte til vedvarende energi (VE-loven, lovbek. nr. 1031 af 06.09.2024, § 51 stk. 4, negativt pristillæg, modregning). Der er endnu ingen dansk lovgivning, der eksplicit afskærer pristillæg eller CfD-præmier i afregnings­timer med negative priser (at verificere mod igangværende politiske forhandlinger i Klima-, Energi- og Forsyningsministeriet). Interesserede aktører bør følge Energistyrelsens vejledning tæt, særligt efter den rekordstore mængde negativpristimer i 2024–2025, der har skabt politisk pres for en dansk negativpris-regel svarende til den tyske The Danish Dream – Denmark Sets Record for Negative Electricity Prices (650 negativpristimer frem til september 2025, tredje år i træk med stigende antal).

Afregulering, redispatch og pligtmæssig fleksibilitet

Energinet er som systemansvarlig virksomhed (TSO) ansvarlig for det overordnede net­sikkerheds­ansvar i Danmark og driver systemet inden for rammen af elforsyningsloven (lovbekendtgørelse nr. 1791 af 27. december 2021 med seneste ændringer). Energinet har beføjelse til at pålægge producenter afregulering (curtailment) ved kapacitetsbegrænsninger i transmissionsnettet og gennemfører redispatch i koordination med de tyske og nordiske systemoperatører. Siden juli 2023 kører Danmark og Tyskland under en bilateral modhandelsaftale, der via intradaghandel reducerer vedvarende energi-curtailment i grænse­zone­net­tet Energinet – Prækvali­ficering af enheder og aggregerede porteføljer (april 2024, FCR/aFRR/mFRR, tekniske krav).

I Danmark er der ingen lovfæstet pligt for vedvarende energianlæg til at stille nedregulerings­kapacitet til rådighed på markedsvilkår svarende til den tyske redispatch 2.0-model. Afreguleringen sker i stedet via balancemarkedets frivillige mekanismer (mFRR ned og FCR-D ned), hvor producenter og lageroperatører frit kan byde ind. Energinet har imidlertid offentligt advaret om, at vindmølleoperatører i for ringe grad afgiver nedreguleringsbud: på en repræsentativ vind­dag med 6.400 MWh produktion stod kun en begrænset andel til rådighed som markedsbaseret nedregulering. Dette skaber systemstress og driver omkostningerne til støtte­tjenester op Energinet – Prækvali­ficering af enheder og aggregerede porteføljer (april 2024, FCR/aFRR/mFRR, tekniske krav).

EU's elmarkedsdesignreform (forordning 2024/1747, artikel 19g og 19h) åbner for, at medlemsstaterne kan indføre fleksibilitetsstøtteordninger for ikke-fossil fleksibilitet, herunder batterilager, for at styrke nedregulerings-incitamenterne. Danmark har endnu ikke meldt en national fleksibilitetsordning ud (at verificere). Anlæg med en kapacitet over 1 MW, der er direkte TSO-tilsluttede, er allerede underlagt prækvali­ficerings­krav og tekniske mindstekrav til deltagelse i regulerkraftmarkederne Energinet – Prækvali­ficering af enheder og aggregerede porteføljer (april 2024, FCR/aFRR/mFRR, tekniske krav). Muligheden for at indgå en aftale om begrænset netadgang – hvor batteriet kan afbrydes i perioder med netbelastning – er formaliseret af Energinet og kan reducere tilslutningsbidraget væsentligt, men medfører driftsrisici, der bør afspejles i finansieringsmodellen Kromann Reumert – Battery Energy Storage Systems: Legal challenges (dobbelt tarifering, begrænset netadgang, fraværende BESS-rammevilkår i dansk ret).

Nettariffer for batterilager – dobbeltbetaling og reformer

Nettariffer for batterilager er en af de mest presserende regulatoriske udfordringer i Danmark i 2024–2026. Det grundlæggende problem er, at et batterilager betaler tarif i begge retninger: som forbruger (ved opladning fra nettet) og som producent (ved udladning til nettet). Nicolaj Mølgaard Jakobsen fra Elnet.dk forklarede mekanismen offentligt: nettet pådrager sig faktisk tab i begge retninger, og netselskaberne skal indkøbe tabskompensation på markedet uanset, om de samme elektroner blot transporteres frem og tilbage Kromann Reumert – Battery Energy Storage Systems: Legal challenges (dobbelt tarifering, begrænset netadgang, fraværende BESS-rammevilkår i dansk ret). Der eksisterer endnu ingen generel fritagelse for batterier i dansk ret svarende til, hvad EU's elmarkedsforordning VO 2019/943 artikel 6 principielt kræver om undgåelse af dobbelte nettariffer for energilager EUR-Lex – Forordning (EU) 2024/1747 om forbedring af EU's elmarkedsdesign (i kraft 17. juli 2024, VO 2019/943 artikel 6, artikel 19g-19h).

Fra 1. januar 2024 hævede Energinet tilslutningsbidragene for VE-producenter markant: 132/150 kV-stationer steg fra 7,27 til 8,89 mio. DKK (+ 22 %), 220 kV fra 8,39 til 10,2 mio. DKK (+ 22 %), og 400 kV fra 12,00 til 13,75 mio. DKK (+ 15 %). Transformerbidrag i røde geozoner steg fra 0,170 til 0,257 mio. DKK/MW (+ 51 %). Siden marts 2022 er de samlede nettilslutningsomkostninger steget 40–60 % Green Power Denmark – Energinet hæver priserne for VE-producenters adgang til elnettet (tilslutningsbidrag pr. 1. jan. 2024, +15–51 %). Green Power Denmark har anfægtet metodens overensstemmelse med EU-retten.

Energinet indsendte i december 2023 en revideret tarifmetode for TSO-tilsluttet forbrug til Forsyningstilsynet med henblik på ikrafttræden 1. januar 2025. Metoden skifter fra en energibaseret takst (DKK/MWh) til en kapacitetsbaseret tarif (DKK/MW), der giver lavere omkostninger for anlæg med mange driftstimer (fx varmepumper og datacentre) og højere for anlæg med lave driftstimer. Forsyningstilsynet udstedte sin afgørelse om delvis godkendelse den 18. juni 2025 Forsyningstilsynet – Afgørelse og delvis godkendelse af Energinets metode for nettarif for TSO-tilsluttet forbrug (18. juni 2025). For batterilager skaber den nye effekttarif en kompleks optimeringssituation: høj nettilgængelighed reducerer kapacitetsbetalingen, men hurtig opladning kan selv udløse effekttoppe. Kunder med begrænset netadgang til TSO-nettet betaler en reduceret tarif fra 2026, ifølge Energinets metodeanmeldelse Energinet – Prækvali­ficering af enheder og aggregerede porteføljer (april 2024, FCR/aFRR/mFRR, tekniske krav). Den fuldstændige fritagelse for dobbelte nettariffer for energilager er endnu ikke implementeret i dansk ret (at verificere mod igangværende lovgivningsproces).

Markeder åbne for et batterilager i Danmark

En BESS-operatør i Danmark kan kombinere indtægter fra fire markedssegmenter:

1. Frekvensregulering (Energinet)
Energinet udbyder fem produkttyper inden for regulerkraftmarkederne: FCR-N (frekvensstabilisering under normale driftsforhold), FCR-D op og FCR-D ned (frekvensrestitution ved forstyrrelser), aFRR (automatisk frekvensrestitutionsreserve, obligatorisk inden for PICASSO-platformen) og mFRR (manuel frekvensrestitutionsreserve). Alle produkter kræver prækvali­ficering via Energinets tekniske krav og tests, jf. Energinets prækvali­ficerings­dokument af april 2024 Energinet – Prækvali­ficering af enheder og aggregerede porteføljer (april 2024, FCR/aFRR/mFRR, tekniske krav). Batterier deltog allerede i FCR-N markedet i 2024 med ca. 120 MW prækvali­ficeret kapacitet i de nordiske markeder svarende til ca. 6 % af total prækvali­ficeret kapacitet, ifølge en fælles rapport fra de nordiske TSO'er fra april 2025. DK1 lancerede sit lokale aFRR-kapacitetsmarked pr. 1. oktober 2024 – umiddelbart inden det joindede PICASSO Montel News – Balancing green markets: Denmark sets the standard in Europe (DK1 aFRR-lancering 1. oktober 2024, mFRR 20. juni 2023). Det fælles nordiske mFRR-kapacitetsmarked for DK1 og DK2 trådte i kraft 20. juni 2023, da Danmark som det første nordiske land lancerede denne tjeneste. En ny ubalanceprismekanisme blev implementeret pr. 18. marts 2025, hvor dominerende retning nu afgøres på baggrund af mFRR-aktiveringer. Fra juni 2025 tester Energinet en toleranceband på 25 MW, der afrunder mFRR-behov under denne grænse ned til nul for at reducere prisspidser ved små reservevolumener Energinet – Prækvali­ficering af enheder og aggregerede porteføljer (april 2024, FCR/aFRR/mFRR, tekniske krav).

2. Day-ahead (Nord Pool)
Spotmarkedets day-ahead-auktion afvikles dagligt kl. 12:00 (CET) for de to bidzone DK1 og DK2. Nord Pool-platformen er åben for alle markedsdeltagere med en handelsaftale. Prisforskellen mellem DK1 og DK2 udgør et centralt arbitrageparameter: høj vindproduktion i DK1 under begrænsede eksportforbindelser skaber strukturelt lavere priser i vest, mens DK2 påvirkes af forbindelserne til Sverige og Polen Montel News – Balancing green markets: Denmark sets the standard in Europe (DK1 aFRR-lancering 1. oktober 2024, mFRR 20. juni 2023). I 2023 registrerede Danmark 512 negativpristimer, og frem til september 2025 var 650 negativpristimer allerede nået The Danish Dream – Denmark Sets Record for Negative Electricity Prices (650 negativpristimer frem til september 2025, tredje år i træk med stigende antal).

3. Intradag (XBID / Nord Pool Continuous)
Kontinuerlig intradaghandel via XBID-platformen muliggør justeringer frem til én time før levering. Intradagauktioner supplerer den løbende handel og er vigtige for at optimere batteriladningsstrategi i lyset af vejrprognoser og produktions­afvigelser Montel News – Balancing green markets: Denmark sets the standard in Europe (DK1 aFRR-lancering 1. oktober 2024, mFRR 20. juni 2023). Intradag er særligt relevant for batterier med kort reaktionstid.

4. Kapacitetsmarked
Danmark har ikke et generelt nationalt kapacitetsmarked. EU's elmarkedsdesignreform 2024 (forordning 2024/1747, artikel 19g og 19h) giver mulighed for nationale fleksibilitetsstøtteordninger til ikke-fossil fleksibilitet, men Danmark har ikke annonceret et sådant instrument endnu (at verificere) EUR-Lex – Forordning (EU) 2024/1747 om forbedring af EU's elmarkedsdesign (i kraft 17. juli 2024, VO 2019/943 artikel 6, artikel 19g-19h). DSO-fleksibilitetstjenester er under udvikling hos regionale netselskaber, men der mangler en ensartet national regulering på dette område.