Analyser fokuserer på aktuelle emner, som er særlig relevante for Nationalbankens formål. Analyserne kan også indeholde Nationalbankens anbefalinger. Her finder du bl.a. vores prognose for dansk økonomi og vores vurdering af den finansielle stabilitet. Analyser henvender sig til dig, der har en bred interesse for økonomiske og finansielle forhold.

Klima
Nr. 15

Danmark risikerer en periode med større udsving i energipriser, som vil påvirke inflation og pengepolitik

De seneste års udsving i gas- og elpriserne har tydeligt vist, hvor afgørende energipriser er for inflationen. I de kommende år vil kolde vintre eller reduktioner i forsyningen af naturgas kunne betyde nye perioder med stigende gas- og elpriser. På længere sigt risikerer Danmark større udsving i elprisen i takt med, at sol- og vindenergiens andel af den samlede elforsyning vokser, og forsyningen dermed bliver mindre regulerbar og stabil. Større udsving i energipriserne skærper kravene til centralbankernes analyse og kommunikation.



Hvorfor er det vigtigt?

Forbrug af energi er nødvendigt for al økonomisk aktivitet. Analysen diskuterer på den baggrund drivkræfterne bag udviklingen i de danske og europæiske energimarkeder i det kommende årti, herunder deres betydning for prisdannelse og pengepolitik. Viden herom skal ultimativt sikre en stabil udvikling i forbrugerpriserne, hvilket er et af Nationalbankens formål.

Hovedfigur

Udbygningen af grøn energi kan gøre elprisen mere svingende

Anm.:

Figuren viser Energinets simulationer af elprisen med den energiinfrastruktur, som Energistyrelsen forventer for 2023-2035 i Analyseforudsætninger til Energinet. Den gennemsnitlige elpris forventes i 2030 at være næsten tre gange så høj i ugunstige vejrår sammenlignet med gunstige vejrår. Elprisen er angivet som et gennemsnit af elprisen i DK1- og DK2-zonerne.

Kilde:

Energinet (2023) og egne beregninger.

Udsving i energipriser stiller krav til centralbanker

Ændringer i energipriserne påvirker inflationen. Det var tydeligt efter Ruslands invasion af Ukraine, hvor et delvist stop for forsyningen af russisk naturgas til EU – sammen med et underliggende efterspørgselspres – forårsagede væsentlige stigninger i forbrugerpriserne i 2022.1

Højere energipriser bidrager direkte til inflation ved husholdningers køb af energi og indirekte gennem øgede omkostninger for virksomhederne

Dyrere energi øger forbrugerpriserne gennem husholdningers køb af energi til fx elapparater, opvarmning og transport, som tæller direkte med i forbrugerprisindekset, se figur 1.2 Virksomheder køber samtidig energi til fx industrielle processer, opvarmning, nedkøling og transport. Det betyder, at ændringer i energipriserne påvirker virksomhedernes produktionsomkostninger og dermed forbrugerpriserne på andre varer og tjenester end energiprodukter.

Figur 1

Dyrere energi øgede danske forbrugerpriser i 2022

Anm.:

Figuren viser bidrag til inflationen i Danmark opgjort ved det EU-harmoniserede forbrugerprisindeks. Fødevarer dækker over fødevarer, alkohol og tobak.

Kilde:

Macrobond.

De højere energipriser i 2022 har – som følge af indirekte effekter på forbrugerpriserne – øget kerneinflationen, som angiver forbrugerprisstigninger ekskl. direkte effekter fra energi og uforarbejdede fødevarer. Beregninger viser, at de indirekte energipriseffekter udgjorde ca. 4 procentpoint af den samlede danske kerneinflation på 6,6 pct. i 4. kvartal i 2022. Beregningerne indikerer også, at gennemslaget fra de højere energipriser til den indenlandske inflation har været hurtigere og kraftigere end tidligere. Det relativt kraftige gennemslag sammenlignet med tidligere kunne tyde på, at store stød til energipriserne påvirker kerneinflationen forholdsmæssigt mere end små stød.3

Stigninger i energipriserne risikerer at påvirke inflationsforventningerne

Stigninger i energipriserne har potentielt to runder af konsekvenser for prisdannelsen. I første runde øger energipriserne inflationen direkte og indirekte gennem dyrere køb af energi for husholdninger og virksomheder. Den anden runde af konsekvenser opstår, hvis vedvarende stigninger i energipriserne øger husholdningernes og virksomhedernes forventninger til fremtidig inflation.

Højere inflationsforventninger risikerer i værste fald at skabe en løn-pris-spiral, hvor lønmodtagere forsøger at øge deres lønninger i forventning om højere forbrugerpriser, og virksomheder øger deres priser i forventning om højere lønomkostninger. Forventningerne bliver i det tilfælde selvopfyldende og fører til højere inflation over tid. En løn-pris-spiral var tydelig efter de to oliekriser i 1970’erne, hvor Danmark oplevede et skred i inflationsforventningerne.

Centralbanker reagerer på energiprisstigninger, der øger inflationsforventningerne, ved at hæve de pengepolitiske renter

Centralbanker, der har en målsætning om prisstabilitet, vil typisk hæve de pengepolitiske renter for at forhindre en løn-pris-spiral, hvis de frygter øgede inflationsforventninger som følge af vedvarende stigninger i energipriserne.4 Formålet hermed er at mindske efterspørgslen i økonomien og derigennem sænke inflationen. Til gengæld er det ikke relevant for centralbankerne at hæve renterne i forbindelse med midlertidige udsving i energipriserne, forudsat at udsvingene ikke forventes at påvirke inflationsforventningerne.5

Hvorvidt og hvornår udsving i energipriser påvirker inflationsforventningerne er ultimativt et empirisk spørgsmål.6 Flere studier peger på, at især større stigninger i energipriser påvirker inflationsforventningerne hos husholdninger og virksomheder. Effekten på inflationsforventningerne skyldes, at prisstigninger på fx benzin og opvarmning er særligt synlige for husholdningerne, fordi disse varer er homogene, købes ofte og fylder meget i visse husholdningers budget. På samme måde er prisstigninger på fx procesenergi en synlig meromkostning for virksomhederne. Dermed er husholdninger og virksomheder mere tilbøjelige til at hæfte sig ved store prisstigninger på energiprodukter end andre prisændringer.7

Øget risiko for prisudsving på energimarkederne skærper kravene til centralbankernes analyse og kommunikation

De europæiske energimarkeder gennemgår i disse år store forandringer som følge af omstillingen væk fra russisk naturgas og olieprodukter hen mod mere vedvarende energi. I fravær af kompenserende tiltag gør udbygningen af sol- og vindenergi elforsyningen mere vejrafhængig. Dermed øges risikoen for elprisstigninger i perioder med ugunstige vejrforhold, dvs. især koldt vejr, hvor solen ikke skinner og vinden ikke blæser, og hvor elforbruget til opvarmning er højt.8 Samlet set vil forandringerne kunne medføre en periode med større og hyppigere udsving i energipriserne, hvilket skærper kravene til centralbankernes analyse og kommunikation. Det er afgørende, at centralbankerne også i fremtiden kan vurdere, om en given ændring i energiprisen vil forskyde inflationsforventningerne eller ej, så de kan dosere pengepolitikken og eventuelle finanspolitiske anbefalinger korrekt. Samtidig er det afgørende, at centralbankerne kommunikerer om deres vurdering af inflationen, så husholdninger, virksomheder og finansielle markeder ikke fejltolker centralbankernes pengepolitik.

Siden 1980’erne har de midlertidige stød til prisdannelsen i EU generelt været tilstrækkeligt små til, at prisstabilitet på mellemlangt sigt (sikret ved prisstabiliserende pengepolitik) medførte prisstabilitet på kort sigt. Forandringerne i energimarkederne i retning af større udsving i energipriserne vil kunne svække dette sammentræf. Selv hvis inflationsforventningerne ikke bliver påvirket af større midlertidige udsving i priserne, vil de større midlertidige udsving betyde, at gennemsnitlig stabilitet i forbrugerpriserne over en årrække ikke nødvendigvis medfører prisstabilitet fra kvartal til kvartal eller år til år.9

Prisen på naturgas er afgørende for elprisen

Elektricitet produceres både i kraftværker ved afbrænding af fossile primærkilder, fx kul, olie og naturgas, og af vedvarende primærkilder, fx sol- og vindenergi. Da primærkilderne handles på tværs af landegrænserne i Europa, og det er muligt at substituere mellem energiinput i elproduktionen, vil elprisen i Danmark blive påvirket af prisen på primærkilder i Europa.

Den sidst matchede elproducent sætter prisen på et givent tidspunkt, hvilket medfører trinvist højere elpriser

Elforsyning adskiller sig fra andre former for energiforsyning ved, at elektriciteten skal forbruges i det øjeblik, den er produceret. Det er dermed nødvendigt løbende at justere elproduktionen, så der er balance i markedet.

Elpriserne i Danmark fastsættes ved auktioner på børsen Nord Pool Spot, hvor producenter og leverandører af elektricitet melder produktion og forbrug ind. Markedet fungerer ved, at producenterne med de laveste variable omkostninger først byder ind på at producere elektricitet. Når udbuddet er tilpas stort til at matche efterspørgslen for et givent timeinterval, bliver der ikke matchet flere producenter. Dermed vil den sidst matchede producent (den marginale producent) til enhver tid bestemme prisen på al elektricitet, der udbydes den pågældende time i det pågældende marked.10

Det trinvise udbud af elektricitet kan forårsage store stigninger i elprisen, hvis markedet rykker sig fra én primærkilde til en anden væsentligt dyrere kilde. Dermed kan selv mindre stigninger i efterspørgslen eller fald i udbuddet af elektricitet øge elprisen væsentligt. Modsat vil højere produktionsomkostninger for primærkilder, der ikke er den sidst matchede producent, ikke påvirke elprisen, så længe at den sidste nødvendige producent ikke skifter.

Sammensætning af primærkilder i elforsyning bestemmes af produktionsomkostningerne

Såfremt der er fri konkurrence på markedet for elektricitet, vil sammensætningen af produktionsteknologier i elforsyningen over tid afhænge af teknologiernes variable og faste omkostninger.11 Det er illustreret i figur 2, som viser elforbruget i EU i 2021 rangeret efter den gennemsnitlige produktionsomkostning ved de forskellige teknologier.12 Sol-, vind- og vandkraft leverer gennemsnitligt billigere elektricitet end atomkraft og naturgas, hvilket især skyldes lave variable omkostninger ved de vedvarende teknologier.

Figur 2

Elproduktion fra vedvarende energikilder havde lavere gennemsnitlige omkostninger end atomkraft og naturgas i 2021

Anm.:

Den vandrette akse viser elproduktion i EU på tværs af teknologier. Den lodrette akse beskriver den gennemsnitlige produktionsomkostning ved de forskellige teknologier. Data her er baseret på estimater for USA og er ekskl. offentlig støtte. Figuren er illustrativ, da elmarkedet i EU ikke er fuldt integreret, og produktionsomkostningen i praksis varierer på tværs af anlæg. Prisen på kul og olie mv. dækker omkostningen ved kulproduktion, da kul anvendes hyppigere end olieprodukter i elproduktion. Prisen på naturgas mv. dækker omkostningen ved spidsbelastningsværker, da elproduktion med naturgas typisk foregår ved spidsbelastning.

Kilde:

Eurostat og Lazard (2023).

Tabel 1

Elproduktion fra kraftværker er mindre, når produktionen fra havvind er høj, og større, når efterspørgslen er høj

 

Dansk elproduktion fra kraftværker

Elzone

DK1

DK2

Dansk elproduktion fra havvind

-0,999

(0,0067)

-0,403

(0,0062)

Anden dansk elproduktion fra sol, vind og vandkraft

-0,242

(0,0031)

-0,782

(0,0085)

Dansk efterspørgsel efter elektricitet

0,969

(0,0030)

0,986

(0,0030)

Forklaringsgrad (R2)

0,50

0,42

Antal observationer

162.119

162.119

Anm.:

Estimaterne stammer fra en regressionsanalyse, hvor ændringer i kraftværkernes elproduktion forklares ved ændringer i elproduktion fra havvind, anden elproduktion fra sol, vind og vandkraft og den samlede danske elefterspørgsel. Data er fra ProductionConsumptionSettlement-datasættet hos Energinet, og det dækker januar 2005 til juni 2023 på timefrekvens. Parenteserne angiver robuste standardfejl.

Kilde:

Energinet og egne beregninger.

Kraftværkerne balancerer udbud og efterspørgsel i elnettet

Kul-, olie- og gaskraftværker giver i udgangspunktet en mere stabil og justerbar elforsyning end sol- og vindenergi, som er afhængig af vejrforholdene. Således kan kraftværkernes aktivitet justeres, forudsat at der er tilstrækkeligt med brændsel, modsat sol- og vindenergi.13 Det danske elnet er opdelt i to zoner: DK1 vest for Storebælt og DK2 øst for Storebælt.14 Tabel 1 viser, hvordan kraftværkernes elproduktion samvarierer med produktionen fra havvindmøller og den samlede efterspørgsel efter elektricitet inden for de to zoner. Et fald i havvindproduktionen medfører en næsten tilsvarende stigning i elproduktionen fra kraftværkerne i DK1 og en betydelig stigning i DK2. En øget efterspørgsel efter elektricitet medfører desuden en næsten tilsvarende forøgelse i kraftværksproduktionen i de to zoner.

Naturgasværker sætter prisen på elektricitet, når det øvrige udbud er lavt, eller efterspørgslen er høj

Kulkraft anvendes (ligesom atomkraft) til at drive dampturbiner i grundlastværker. Dampturbiner har typisk en høj træghed, hvilket giver en langsom efterspørgselsrespons. Grundlastværker anvendes derfor til at levere en kontinuerlig forsyning af elektricitet hele året og vil typisk kun blive slukket i forbindelse med vedligeholdelse. Dette bidrager til at mindske den gennemsnitlige pris på kulkraft i figur 2.15

Naturgas anvendes modsat til at drive gasturbiner i spidsbelastningsværker, som kun er aktive, når efterspørgslen efter elektricitet er særligt høj, eller udbuddet fra andre kilder er lavt. Dermed er naturgas ofte den sidst matchede elproducent. Værker med gasturbiner har en lavere træghed, fordi turbinerne drives direkte af afbrændte gasser. Det er derfor nemmere at styre gasturbiner end dampturbiner, hvilket gør det lettere at balancere elmarkedet. Gasturbineværker har dog en lavere virkningsgrad, hvilket øger enhedsomkostningen ved elproduktion med naturgas.16

Grundet gasturbinernes regelmæssige rolle som sidst matchede elproducenter har elpriserne historisk set været stærkt korrelerede med prisen på naturgas.17 For eksempel var korrelationen 73 pct. i perioden 2015-2021, og efterfølgende har korrelationen været endnu højere, se figur 3. Gasmarkedet er dermed afgørende for prisen på elektricitet, og de rekordhøje gaspriser i 2022 var en af hovedårsagerne bag de høje elpriser.18

Figur 3

Elprisen stiger, når prisen på naturgas stiger

Anm.:

Naturgasprisen er baseret på Dutch TTF Natural Gas. Elprisen er et gennemsnit af DK1- og DK2-zonerne.

Kilde:

Macrobond.

EU er blevet mindre selvforsynende med energi

Priserne på primære energikilder i Danmark bestemmes i stort omfang af udbud og efterspørgsel i Europa, da primærkilderne handles på tværs af landegrænserne i Europa. Dermed påvirker prisen på den energi, som ikke produceres i Danmark, energipriserne i Danmark.

Siden 1990’erne er den europæiske energiforsyning blevet grønnere – og mere afhængig af importeret naturgas

I begyndelsen af 1990’erne var produktionen af energi internt i EU hovedsageligt baseret på udvinding af kul, naturgas og atomkraft, se figur 4. Siden da er den interne produktion blevet forskudt væk fra energityper med et højt indhold af drivhusgasser. Det er sket som led i politiske ønsker om at udbygge den grønne energiinfrastruktur og mindske udvindingen af kul og naturgas i Europa.19

Udbygningen af grøn energiinfrastruktur har ikke været tilstrækkelig til at kompensere for den mindre udvinding af kul og naturgas. Den samlede interne produktion er faldet fra omkring 30 exajoule i begyndelsen af 1990’erne til 25 exajoule i 2021, og EU er altså blevet mindre selvforsynende med energi, da forbruget ikke er faldet tilsvarende. I stedet har EU kompenseret ved at øge importen af især naturgas, der i 2021 udgjorde en fjerdedel af den samlede energiimport, se figur 5.

Figur 4

EU’s interne produktion af energi er faldet siden midten af 2000’erne

Anm.:

Figuren viser produktion og forbrug af energiprodukter i EU fordelt på primære energikilder på årsbasis. Kul mv. dækker over kul, tørv, ikke-vedvarende affald og residualvarme. Naturgas mv. dækker over naturgas og syntetiske gasser.

Kilde:

Eurostat og egne beregninger.

Figur 5

EU’s import af energi er steget, hvilket er drevet af øget import af olieprodukter og en stigende import af naturgas

Anm.:

Figuren viser import af primære energiprodukter til EU på årsbasis. Naturgas mv. dækker over naturgas og syntetiske gasser. EU eksporterer hvert år omkring 17 exajoule energi.

Kilde:

Eurostat og egne beregninger.

Øget import af naturgas gjorde EU afhængig af især Rusland og Norge

Olie kan transporteres med relativt lave marginalomkostninger i flydende form via rørledninger, tankskibe og jernbaner. Det muliggør et globalt oliemarked, hvor købere forholdsvist nemt kan substituere mellem forskellige leverandører.20 Naturgas kan også transporteres med lave marginalomkostninger via rørledninger. Modsat forudsætter søtransport af naturgas, at gassen omdannes til flydende naturgas (LNG). Ekstra omkostninger ved LNG-transport betyder, at det er mere omkostningsfyldt at diversificere naturgas- end olieimport, og gaskøberne er derfor i højere grad afhængig af faste leverandører.21 EU’s afhængighed af naturgas er på den måde en større kilde til geopolitisk risiko end afhængighed af olie, på trods af at import af olie samlet set fylder mere end import af naturgas i EU’s samlede energiforsyning.22

Lagerkapacitet og flydende naturgas er afgørende for prisstabilitet efter Ruslands delvise forsyningsstop

Naturgasforsyningen i EU har historisk set været overvejende konstant hen over året, hvorimod efterspørgslen er højere om vinteren (grundet behov for opvarmning) og lavere om sommeren, se figur 6. Derfor er det afgørende for en stabil udvikling i gaspriserne, at der i sommerhalvåret oplagres gas, som kan bruges til at imødekomme en højere vinterefterspørgsel.

Figur 6

Det er nødvendigt at oplagre naturgas i sommerhalvåret for at imødekomme højere efterspørgsel i vinterhalvåret

Anm.:

Figuren viser forbrug, lagerbevægelse og udbud af naturgas på månedsbasis i EU.

Kilde:

Eurostat, Bruegel og egne beregninger.

Figur 7

Gaslagerbeholdningen i 2023 ligger markant over gennemsnittet for 2017-2021

Anm.:

Figuren viser lagerbeholdningen af naturgas på månedsbasis i EU.

Kilde:

Gas Infrastructure Europe og egne beregninger.

Ruslands invasion af Ukraine i 2022 medførte et betydeligt fald i importen af russisk gas

Ruslands invasion af Ukraine og forsyningsstoppet for russisk naturgas betød, at Ruslands andel af EU’s gasimport faldt fra 41 pct. i 2021 til 9 pct. i 2022. Det bratte fald i udbuddet af naturgas – kombineret med frygt for yderligere knaphed – bidrog væsentligt til at øge gaspriserne, se figur 3. Efterfølgende er forsyningsstoppet blevet delvist opvejet af øget import af LNG fra især USA og Qatar. Samtidig har EU besluttet, at medlemsstaterne skal forsøge at reducere deres gasforbrug med 15 pct.,23 hvilket en usædvanlig varm vinter 2022/2023 har understøttet.24 Tiltagene har samlet set fået gasprisen til at falde. Den gennemsnitlige gaspris i 2023 er dog stadig næsten dobbelt så høj som niveauet i 2016-2021, se figur 3.25

Det er ikke sikkert, at EU i fremtiden vil have et lige så gunstigt udgangspunkt for at genopfylde gaslagrene i sommerhalvåret som i 2023

For fortsat at sikre en tilstrækkelig beholdning af naturgas til vinterhalvåret har EU vedtaget en målsætning om, at gaslagrene i fremtiden skal være 90 pct. fyldte inden 1. november.26 Pr. 2. oktober 2023 er gaslagrene 96 pct. fyldte, og EU er således lykkedes med 90-procentsmålsætningen for 2023, se figur 7. Fyldte gaslagre er imidlertid ingen garanti mod prisudsving på gasmarkedet. Hvis lagrene er 90 pct. fyldte, rækker lagerbeholdningen til omkring to vintermåneders gennemsnitlige forbrug.27 Hertil kommer, at risikoen for mere svingende gaspriser stiger, når gaslagerbeholdningen kommer under 30 pct. IEA vurderer, at en kold vinter kombineret med en lav forsyning af naturgas til EU kan risikere at presse lagerbeholdningen ned under denne grænse i 2024 på trods af en i udgangspunktet høj lagerbeholdning.28

Koldere vintre eller et reduceret gasudbud vil føre til mere udtømte lagre og dermed potentielt forhindre EU-landene i at nå 90-procentsmålsætningen for genopfyldning i sommerhalvåret det efterfølgende år. Hvornår et eventuelt mismatch mellem udbud og efterspørgsel af naturgas medfører højere gaspriser vil ultimativt afhænge af, om genopfyldning af gaslagrene prioriteres eller ej. Nedprioriteres lageropfyldning hen over sommerhalvåret, vil manglede oplagring øge risikoen for prisstigninger som følge af markedsuro og egentlig knaphed i vinterhalvåret. På den baggrund undersøges det i dette afsnit, hvor meget efterspørgslen overstiger udbuddet af naturgas i sommerhalvåret, hvis det prioriteres at lagre nok naturgas til at nå 90-procentsmålsætningen ultimo oktober. Dette undersøges under forskellige forudsætninger om fremtidigt udbud og efterspørgsel.29 Beregningerne viser, at det europæiske gasmarked fortsat er skrøbeligt over for ændringer i udbud og efterspørgsel, se figur 8.

Såfremt gasudbuddet fortsat er på niveau med 2022, er den totale gasefterspørgsel 12 pct. højere end udbuddet

Beregningerne i figur 8 viser, at den samlede gasefterspørgsel i sommerhalvåret vil overstige udbuddet med 12 pct., hvis lagerbeholdningen er på gennemsnittet for 2017-2021, og udbuddet er på niveau med 2022.30 Det betyder, at forbruget hos europæiske husholdninger og virksomheder skal reduceres med 17 pct. Lever EU-landene op til målsætningen om at reducere forbruget med 15 pct., vil der i fremtidige år kun være behov for at reducere forbruget med yderligere 2 pct. for at nå 90-procentsmålsætningen inden november.

Figur 8

Lavere gasudbud eller lavere initial gaslagerbeholdning kræver markante reduktioner i forbruget for at nå 90-procentsmålsætningen

Anm.:

Figuren viser udbud af og efterspørgsel efter naturgas fra maj til oktober for et givent sommerhalvår. Gennemsnitlig gaslagerbeholdning er et gennemsnit af gaslagerbeholdningen i maj for årene 2017-2021. Lav initial gaslagerbeholdning er baseret på maj 2018, hvor der var 31 pct. fyldte lagre. Begrænset LNG er en 10 pct. reduktion i import af LNG, se IEA (2023b) for uddybning. Forbruget er sat til gennemsnittet for 2017-2021. Reduceret forbrug viser 85 pct. af det gennemsnitlige forbrug, og forbrugsreduktion viser de resterende 15 pct. LNG dækker direkte LNG-import og LNG-geneksport fra Storbritannien, se Bruegel (2023) for yderligere uddybning.

Kilde:

Bruegel, Eurostat, Gas Infrastructure Europe og egne beregninger.

Begrænses mulighederne for import af LNG eller russisk naturgas yderligere, kan dette udfordre mulighederne for at nå 90-procentsmålsætningen

Der er fortsat risiko for, at Rusland stopper den tilbageværende gaseksport gennem rørledninger i Ukraine og Sortehavet. Ligeledes er der politiske bevægelser, der presser på for, at EU stopper for al import af russisk gas. Såfremt al russisk gasimport stoppes, vil det betyde, at efterspørgslen overstiger udbuddet med 19 pct., hvis den initiale gaslagerbeholdning er på det gennemsnitlige niveau. I den situation vil EU-landene skulle reducere deres gasforbrug med 26 pct.

Dertil udgør EU’s afhængighed af importeret LNG en mulig risikofaktor. LNG handles i højere grad på spotmarkeder, hvor priserne er mere svingende, sammenlignet med de langvarige kontrakter, der dominerede gasforsyningen førhen. Dermed er priserne følsomme over for ændringer i efterspørgslen. Særligt Kinas LNG-efterspørgsel kan stige, hvilket kan risikere at reducere EU’s muligheder for at importere LNG. Hvis EU’s LNG-import begrænses med 10 pct., samtidig med at russisk gasimport stoppes, vil efterspørgslen overstige udbuddet med 23 pct., og EU’s forbrug vil skulle reduceres med 32 pct.31

Koldere vintre øger efterspørgslen efter naturgas om vinteren og nødvendiggør dermed større reduktioner i gasforbruget i sommerhalvåret

Ekstraordinært kolde vintre kan som beskrevet betyde meget lave gasbeholdninger ved udgangen af vinteren. For eksempel var gasbeholdningen i maj 2018 helt nede på 31 pct.32 Vinteren 2023/2024 risikerer at blive særlig kold, da vejrfænomenet El Niño, som aktuelt udfolder sig i Stillehavet, kan betyde koldere vintertemperaturer i Europa.33 Såfremt gaslagerbeholdningen er på 31 pct. ved indgangen til maj, vil efterspørgslen være 18 pct. højere end udbuddet under hensyntagen til genopfyldning af gaslagrene. Hvis den resterende import af russisk naturgas til EU samtidig afbrydes, og LNG-importen reduceres, vil efterspørgslen overgå udbuddet med helt op til 28 pct.

Færre kraftværker og mere vedvarende energi kan føre til større udsving i elprisen

Klimaloven fastsætter mål om, at Danmark skal reducere udledningen af drivhusgasser med 50-54 pct. i 2025 og 70 pct. i 2030 i forhold til niveauet i 1990 samt opnå klimaneutralitet i 2050.34 For at nå disse mål gennemfører Danmark aktuelt en omstilling af energiforbrug og -produktion, således at CO2e-udledningen i Danmark mindskes, se figur 9.35 På trods af færre udledninger fra kraftværkernes produktion af elektricitet og fjernvarme udgjorde forsyningsvirksomhed stadig 18 pct. af den samlede indenlandske udledning i 2022. Medregnes udledninger fra dansk transport i udlandet, har Danmarks udledninger været omtrent konstante siden 1990. Den grønne omstilling beror derfor på en fortsat omstilling af energiforsyningen.

Figur 9

Den indenlandske CO2e-udledning er faldet siden midten af 1990’erne, hvilket er drevet af forsyningsvirksomhed

Anm.:

Figuren viser ikke udledninger fra afbrænding af biomasse. Øvrige brancher dækker over bygge og anlæg, råstofudvinding, information og kommunikation, finansiering og forsikring, ejendomshandel og udlejning, erhvervsservice, offentlig administration, undervisning og sundhed samt kultur, fritid og anden service.

Kilde:

Danmarks Statistik.

Design af energiforsyning har traditionelt afvejet to målsætninger: lave omkostninger vs. forsyningssikkerhed. Med klimamålene indføjes en tredje målsætning for energiforsyningen: klimaneutralitet. Den ekstra målsætning vil i princippet kunne føre til højere og mere svingende energipriser, hvis de to traditionelle målsætninger kompromitteres. Højere energipriser kan således være nødvendige for at sikre en tilstrækkelig forbrugsreduktion i den grønne omstilling. Afvejningen mellem omkostninger, forsyningssikkerhed og klimaneutralitet betegnes som ”energitrilemmaet” inden for energiøkonomi.36 På den baggrund diskuterer dette afsnit betydningen af energiomstillingen for prisdannelse på energiprodukter.37

Udviklingen forudsætter en generel elektrificering af det danske samfund

Planerne for dansk energiforsyning i de kommende år peger overordnet på en øget elektrificering af dansk økonomi.38 Den øgede elkapacitet skal primært komme fra sol- og vindanlæg, se figur 10. Solcellekapaciteten skal således mere end seksdobles, og vindkapaciteten skal tredobles frem mod 2035. Modsat skal kapaciteten fra kraftværker, der beror på afbrænding af bl.a. kul og naturgas, falde, så kapaciteten i 2035 er halveret sammenlignet med 2022. Der forventes samtidig store stigninger i elforbruget, se figur 11. Stigningen i dansk elforbrug drives primært af Power-to-X (PtX), hvilket uddybes nedenfor. På EU-niveau forventes en lignende udvikling, hvor fossile brændsler erstattes af vedvarende energikilder frem mod 2050. EU planlægger derudover at nedsætte sit energiforbrug med omkring en tredjedel frem mod 2050.39

Figur 10

Dansk elkapacitet vil i fremtiden primært stamme fra vedvarende energikilder

Anm.:

Kraftværker dækker over centrale og decentrale værker. Solceller, hav- og landvind dækker over både større anlæg og private opførelser.

Kilde:

Energistyrelsen (2023).

Figur 11

Dansk elforbrug vil stige markant frem mod 2035 og være drevet af især PtX-anlæg

Anm.:

PtX mv. dækker over Power-to-X og Direct-Air-Capture.

Kilde:

Energistyrelsen (2023).

Færre kraftværker og mere vedvarende energi gør elprisen mere afhængig af vejrforholdene, hvilket kan øge risikoen for svingende elpriser i en overgangsperiode

Kraftværker giver som nævnt tidligere en mere stabil og justerbar elforsyning end sol- og vindenergi, da sol- og vindenergi er afhængige af vejrforholdene. Den øgede basering på sol- og vindenergi gør derfor udbuddet af elektricitet mere svingende og uelastisk.40 Udfordringerne med et mere svingende og uelastisk udbud illustreres i Energinets modelsimulationer af de fremtidige elpriser, se figur 12. Ifølge simulationerne har vejret set over et år stort set ingen betydning for den gennemsnitlige årlige elpris med en energiforsyning som i 2023. Dette vil ændre sig med de danske planer om udrulning af vedvarende energi. Her vil den gennemsnitlige elpris i 2030 være næsten tre gange så høj i ugunstige vejrår som i gunstige vejrår. Til sammenligning steg prisen med en faktor 3,6 fra 2021 til 2022, se figur 3.41

Elpriserne i figur 12 er gennemsnitspriser på årsbasis. I praksis vil udsvingene inden for årene være større, end det fremgår af figuren, da årsgennemsnit udglatter variationer inden for et år. Meget store udsving i elpriserne kan resultere i kontrollerede nedlukninger af dele af elnettet. Klimarådet forventer i den forbindelse, at Danmark i 2030 kan opleve op til 59 timer med effektmangel i pressede vejrår. Til sammenligning har danske forbrugere de seneste mange år i gennemsnit oplevet 20 minutters effektmangel.42

Sol- og vindkraft leverer gennemsnitligt billigere elektricitet end kul- og gaskraftværker. Udbygningen af sol- og vindenergi og nedskaleringen af kraftværker forventes derfor at sænke den gennemsnitlige elpris med ca. en tredjedel fra 2023 til 2035, se figur 12.

Figur 12

Spredningen i elprisen mellem gunstige og ugunstige vejrår vil vokse, i takt med at energiforsyningen elektrificeres, for derefter at falde igen

Anm.:

Figuren viser Energinets simulationer af elprisen med den energiinfrastruktur, som Energistyrelsen forventer for 2023-2035 i Analyseforudsætninger til Energinet. De stiplede linjer angiver elprisen i DK1-zonen, og de prikkede linjer angiver elprisen i DK2-zonen. Figuren er baseret på simulationer af vejret i 1982-2016. Det gunstige (ugunstige) vejrår er baseret på år 1990 (2010), hvor elforbruget var lavere (højere), og der var mere (mindre) vind, sol og nedbør end normalt. Normalåret er år 2008, hvor forholdene var gennemsnitlige.

Kilde:

Energinet (2023).

Power-to-X er i en dansk kontekst blevet foreslået som en metode til at sikre et fleksibelt elforbrug og dermed afhjælpe svingende elpriser

Udfordringerne med svingende elpriser og eventuel effektmangel kan i princippet afhjælpes gennem tre typer af løsninger: regulerbar elkapacitet, lagring af elektricitet og fleksibelt elforbrug.43 I en dansk kontekst er PtX blevet foreslået som en metode til at sikre en robust elforsyning.

PtX dækker over teknologier, der bruger elektricitet fra sol- og vindenergi til at omdanne vand til brint ved hjælp af elektrolyse. Brinten kan derefter enten bruges som brændsel eller konverteres videre til andre syntetiske brændsler (”electrofuels” eller ”e-fuels”). De syntetiske brændsler kan – i modsætning til elektricitet – opbevares og transporteres. Brændslerne kan dermed erstatte olieprodukter inden for transport og bidrage til at nedbringe CO2e-udledninger fra dansk transportvirksomhed i ind- og udland. Elektrolyseprocessen i PtX-anlæg udskiller samtidig varme, som kan anvendes i fjernvarmenettet.44

Det er nødvendigt med adgang til store mængder billig elektricitet for at drive PtX-processer, se figur 11. I de danske strategier for en grøn omstilling fremhæves PtX som en metode til at skabe et fleksibelt elforbrug, da PtX-anlæg kan afbrydes på tidspunkter med dyr elektricitet.45 Energinet forventer, at prisudsvingene på elektricitet vil være mindre efter 2030 i takt med, at vedvarende energi og PtX-teknologier udbygges, se figur 12.

Udfordringer med svingende elpriser kan afhjælpes på flere måder

Klimarådet peger imidlertid på, at et fleksibelt forbrug – evt. i kombination med øget lagring af elektricitet – ikke er tilstrækkelige løsninger til at afhjælpe problemer med svingende elpriser og effektmangel.46 Klimarådet har derfor peget på, at PtX – udover at bidrage til et fleksibelt elforbrug – også skal sikre en regulerbar elkapacitet. Dette kan ske ved, at syntetiske brændsler anvendes til afbrænding i spidsbelastningsværker, når forsyningen fra sol- og vindenergi ikke er tilstrækkelig til at dække efterspørgslen.47

Udbygning af grøn energi, geopolitiske spændinger og klimaforandringer påvirker energipriserne

Mulighederne for at sikre en vedvarende og robust elforsyning i Danmark og Europa i de kommende år afhænger af forhold relateret til tekniske muligheder for grønne løsninger og geopolitiske spændinger. Hvis udbygningen af den regulerbare infrastruktur bremses, og klimamålene samtidig fastholdes, kan dette forplante sig til elnettet i form af mere svingende elpriser og i værste fald effektmangel. Samtidig kan klimaforandringernes direkte indvirkning på energipriser komme til at spille en større rolle i energimarkederne.

Der er risici forbundet med Power-to-X som løsning på udfordringen med lagring af elektricitet, da teknologien er uprøvet på storskalaniveau

PtX-anlæg er ikke taget i brug i forbindelse med større forsyningsvirksomhed.48 Der er derfor en vis teknologirisiko knyttet til PtX, da teknologierne ved en opskalering fra forsøgsbasis muligvis ikke vil være lige så effektive og konkurrencedygtige, som forudsat i energiplanlægningen.

PtX-anlæg har en lavere energieffektivitet end umiddelbar brug af elektricitet fra vedvarende energikilder, eftersom energi går tabt ved konvertering fra elektricitet til syntetiske brændsler. Derudover har PtX-anlæggene højere kapitalomkostninger pr. produceret enhed sammenlignet med traditionelle anlæg til produktion af brændsler, da PtX-anlæggene ikke fungerer på tidspunkter med dyr elektricitet, hvilket mindsker deres udnyttelsesgrad.49

Den lavere energieffektivitet – i kombination med store kapitalomkostninger – nødvendiggør en tæt integration mellem forskellige brancher for at sikre tilstrækkelig overskudsenergi og efterspørgsel efter restprodukter til at anvende PtX-teknologier konkurrencedygtigt. Planerne om PtX i Danmark er derfor baseret på koordinering mellem fx energiforsyning, plast- og kemikalieindustrien, sø- og luftfart, tung vejtransport og landbruget, drevet af den offentlig sektor.50 En risiko ved denne type planlægning er, at planerne kan vise sig ikke at være realiserbare, hvis fx branchespecifikke markedsforhold er mindre gunstige end ventet. Hvis det er tilfældet, kan udbygningen af den vedvarende energiinfrastruktur blive bremset.

Adgangen til nødvendige mineraler og metaller er sårbar over for geopolitiske spændinger og flaskehalse

En energiforsyning baseret på vedvarende energikilder kræver en markant større mængde mineraler og metaller sammenlignet med en energiforsyning baseret på fossile brændsler.51 Eksempelvis kræver fremstilling af en typisk elbil seks gange så mange mineraler som en konventionel bil, og et vindmølleanlæg på land kræver ni gange flere mineralske ressourcer end et gasfyret kraftværk. IEA forventer, at efterspørgslen efter nødvendige mineraler og metaller vil fordobles, hvis den nuværende globale udvikling i den grønne omstilling fortsætter. IEA vurderer også, at efterspørgslen vil blive firedoblet, hvis verden skal nå 2°C-målsætningen i Parisaftalen.52

Den øgede efterspørgsel efter nødvendige mineraler og metaller risikerer at skabe flaskehalse i forsyningen. Udbuddet af mineraler og metaller har historisk set haft svært ved at tilpasse sig efterspørgslen på kort sigt, da udvindingen typisk er en langvarig proces.53 Derudover er udbuddet sårbart over for handelsrestriktioner, forstyrrelser i forsyningskæder og geopolitiske spændinger, da det i høj grad er koncentreret på nogle få lande. Eksempelvis er Kina blandt de tre største producenter af kobber, grafit og sjældne jordarter og står derudover for en stor del af forarbejdnings- og raffineringsarbejdet.54 Manglende adgang til eller store prisudsving på mineraler og metaller kan bremse udbygningen af den vedvarende energiinfrastruktur.55

Figur 13

Temperaturerne i Tyskland lå væsentligt over det historiske gennemsnit i sommeren 2022

Anm.:

Figuren er baseret på tyske temperaturer på månedsbasis. Det skraverede område i figuren mellem den 25. og 75. percentil angiver det interval, hvorimellem de midterste 50 pct. af observationerne befinder sig.

Kilde:

Macrobond.

Mere ekstremt vejr kan øge udsvingene i energipriserne

Klimaforandringerne har – som følge af større udsving i vejret – også direkte konsekvenser for prisdannelsen på energimarkederne. Ekstremt vejr påvirker både udbuddet af og efterspørgslen efter energi, og dermed påvirker klimaforandringer ikke kun energimarkederne indirekte via behovet for grøn omstilling af energiforsyningen.

Klimaforandringernes betydning for udbuddet af energi var tydelig i sommeren 2022, som var usædvanlig varm og tør i Europa, se figur 13.56 Lav vandstand i de europæiske floder udfordrede bl.a. franske atomkraftværkers nødkøling, hvilket resulterede i en lavere produktion af el og fjernvarme.57 Den lave vandstand forhindrede samtidig søtransport af brændsel til tyske kraftværker, som reducerede deres kapacitet. Endelig mindskede lav vandstand i vandmagasinerne kapaciteten på vandkraftværkerne i bl.a. Norge, Italien og Spanien.58

Klimaet kan ligeledes påvirke efterspørgslen efter energi til opvarmning om vinteren og nedkøling om sommeren.59 For eksempel kan hedebølger øge efterspørgslen efter elektricitet med op til 11 pct. i Sydeuropa.60 Der vil komme flere perioder, hvor efterspørgslen efter elektricitet i Europa stiger grundet ekstrem kulde eller varme, hvis de globale temperaturer stiger med 2 ˚C som i Parisaftalen.61

Litteratur

Adolfsen, Jakob Feveile, Gerinovics, Rinalds, Manu, Ana-Simona og Schmith, Adrian (2023), Oil price developments and Russian oil flows since the EU embargo and G7 price cap, Economic Bulletin, nr. 2/2023, European Central Bank, marts.

Bruegel (2023), Preparing for the next winter: Europe’s gas outlook for 2023, Bruegel Policy brief, februar.

Coibion, Olivier, Gorodnichenko, Yuriy og Kamdar, Rupal (2018), The formation of expectations, inflation, and the Phillips curve, Journal of Economic Literature, vol. 56(4), pp. 1447-1491.

Copernicus (2018), Cold start to the year, European State of the Climate.

Copernicus (2023), Surface air temperature for February 2023, Copernicus Climate Intelligence, februar.

COWI og Triangle Energy Alliance (2021), Perspektiver og anbefalinger omkring power-to-X, december.

D’Acunto, Francesco, Malmendier, Ulrike, Ospina, Juan og Weber, Michael (2021), Exposure to grocery prices and inflation expectations, Journal of Political Economy, vol. 129(5), maj, pp. 1615-1639.

Damm, Andrea, Köberl, Judith, Prettenthaler, Franz, Rogler, Nikola og Töglhofer, Christoph (2017), Impacts of +2°C global warming on electricity demand in Europe, Climate Services, vol. 7, august.

Danmarks Nationalbank (2023), Faldende men fortsat høj inflation, Danmarks Nationalbank Analyse (Udsigter for dansk økonomi), nr. 4, marts.

Dietrich, Alexander M. (2023), Consumption categories, household attention, and inflation expectations: Implications for optimal monetary policy, august.

Energinet (2022), Redegørelse for elforsyningssikkerhed 2022, september.

Energinet (2023), Elpriser: Baseret på Energinets forudsætningsgrundlag 2023, juni.

Energistyrelsen (2021), Muligheder og udfordringer ved indpasning af storskala PtX i det danske elsystem, december.

Energistyrelsen (2023), Analyseforudsætninger til Energinet 2022, januar.

Europa-Kommissionen (2022), Energy security: Commission welcomes swift adoption of new gas storage rules, pressemeddelelse, juni.

Europa-Kommissionen (2023), Renewable energy directive, hjemmeside (link), besøgt d. 8. september 2023.

Det Europæiske Råd (2022), Council adopts regulation on reducing gas demand by 15% this winter, pressemeddelelse, august.

Det Europæiske Råd (2023), Member states agree to extend voluntary 15% gas demand reduction target, pressemeddelelse, marts.

Eurostat (2023), Energy consumption in households, Eurostat Statistics Explained, juni.

Gesellschaft für Anlagen- und Reaktorsicherheit (2022), Built close to water – do increasing droughts and hot spells affect nuclear power plants?, Research and assessment, juli.

IDA (2020), Strategi for power-to-x i Danmark, oktober.

IEA (2011), Oil and natural gas logistics, International Energy Agency, august.

IEA (2022a), Baseline European Union gas demand and supply in 2023, IEA Publications (How to Avoid Gas Shortages in the European Union in 2023), International Energy Agency, december.

IEA (2022b), How to avoid gas shortages in the European Union in 2023, IEA Publications, International Energy Agency, december.

IEA (2022c), The role of critical minerals in clean energy transitions, World Energy Outlook, International Energy Agency, marts.

IEA (2023a), Europe’s energy crisis: What factors drove the record fall in natural gas demand in 2022, IEA Publications, International Energy Agency, marts.

IEA (2023b), Global Gas Security Review 2023 (including the Gas Market Report, Q3-2023), IEA Publications, International Energy Agency, juli.

Ingholt, Marcus Mølbak, Jygert, Lasse og Marcussen, Anne Brolev (2021), Klimaforandringer og centralbankers rolle, Danmarks Nationalbank Analyse, nr. 19, juli.

IMF (2023), Fragmentation and Commodity Markets: Vulnerabilities and Risks, World Economic Outlook (October 2023), International Monetary Fund, oktober.

Klima-, Energi- og Forsyningsministeriet (2021a), Klimaprogram 2021, september.

Klima-, Energi- og Forsyningsministeriet (2021b), Regeringens strategi for Power-to-X, december.

Klimarådet (2023), Sikker elforsyning med sol og vind, maj.

Lazard (2023), Levelized Cost of Energy Analysis, version 16, april.

Lundgren, Carl-Erik og Dietrich, Ove W. (2015), artiklen ”kraftværk”, Den Store Danske, april.

Maurer, Luiz T. A. og Barroso, Luiz A. (2011), Electricity auctions: An overview of efficient practices, World Bank Study, Verdensbanken, juli.

McWilliams, Ben, Tagliapietra, Simone, Zachmann, Georg og Deschuyteneer, Thierry (2023), Preparing for the next winter: Europe’s gas outlook for 2023, Bruegel, februar.

Molina, M. O., C. Gutiérrez, M. Ortega og E. Sanchez (2023), Summer heatwaves, wind production and electricity demand in Southern Europe: Climatic conditions and impacts, Environmental Research Communications, vol. 5(8), august.

Molnar, Gergely (2022), Economics of gas transportation by pipeline and LNG, The Palgrave Handbook of International Energy Economics, pp. 23–57, maj.

Palys, Matthew J. og Daoutidis, Prodromos (2022), Power-to-X: A review and perspective, Computers & Chemical Engineering, vol. 165, december.

Ranson, Matthew, Morris, Lauren og Kats-Rubin, Alex (2014), Climate change and space heating energy demand: A review of the literature, Working Paper Series, nr. 7, National Center for Environmental Economics, december.

Tenreyro, Silvana (2023), Monetary policy in the face of supply shocks: The role of inflation expectations, ECB Forum on Central Banking 2023, European Central Bank, juni. 

Tertre, Miguel Gil (2023), Structural changes in energy markets and price implications: Effects of the recent energy crisis and perspectives of the green transition, ECB Forum on Central Banking 2023, European Central Bank, juni.

Trascasa-Castro, Paloma (2023), Four possible consequences of El Niño returning in 2023, Priestley Centre for Climate Futures Blog, University of Leeds, februar.

Varian, Hal R. (2006), Intermediate Microeconomics, 7. udgave, W. W. Norton & Company.

World Energy Council (2022), World Energy Trilemma Index 2022, november.