Dokumenter (14)

Kilde

"AF er ét muligt udviklingsforløb for produktion, forbrug og udlandsforbindelser for el samt gas og brint under forudsætning om indfrielse af de politiske målsætninger og ambitioner på klima- og energiområdet, også hvis der ikke er vedtaget konkrete virkemidler til opnåelse heraf."

Retligt grundlag — hvorfor AF26 er bindende for planlægningen

Selv om AF26 formelt er "andet materiale", har det direkte retsvirkning gennem en række bekendtgørelser, der pålægger infrastrukturselskaberne at lægge Energistyrelsens analyseforudsætninger til grund:

Den overordnede hjemmel til udviklingsplanerne findes i lov om Energinet § 4, stk. 2, elforsyningsloven § 22, stk. 1, nr. 7 og gasforsyningsloven § 14, stk. 1, nr. 5.

Bemærk: Sammenfatningsnotatets fodnoter henviser til ældre udgaver af regelsættet — bl.a. BEK nr 555 af 28/05/2024 om distributionsselskabers planer, som siden er ophævet og afløst af den gældende bekendtgørelse fra oktober 2025. Henvisningerne bør opdateres i den endelige version.

AF anvendes desuden af Energinet til den årlige redegørelse for elforsyningssikkerhed, til business cases for infrastrukturprojekter og til lovpligtige dataindmeldinger til ENTSO-E og ENTSO-G.

Forholdet til KF26

AF må ikke forveksles med Klimastatus og -fremskrivning (KF), der kun indregner besluttet politik:

"AF bygger, som et målopfyldelsesscenarie, 'oven på' KF. Det betyder, at AF generelt inkluderer alle de politikker, der indgår i KF, men for de dele af energisystemet, hvor politiske målsætninger ikke skønnes opfyldt i KF, vil AF typisk indeholde yderligere antagelser mhp. at gøre AF-fremskrivningen kompatibel med målopfyldelse."

AF er afgrænset til det, der har betydning for Energinets TSO-rolle, og er derfor ikke egnet til at beregne samlede danske drivhusgasudledninger eller VE-andele.

Politiske mål og ambitioner, der afspejles i AF26

Målene i punkt i-k rækker ud over de mål, der p.t. er lovfæstet i klimaloven, hvor § 1 fastsætter 70 pct. i 2030 og klimaneutralitet senest i 2050.

Elsystemets udvikling frem mod 2050

Firedobling af elforbruget

AF26 beskriver en firedobling af elforbruget frem mod 2050. Væksten kommer fra:

• Brintproduktion via elektrolyse — den største enkeltdriver
• Datacentre — særligt frem mod 2035
• Transport — fortsat elektrificering af vejtransporten, især personbiler
• Varme — individuelle varmepumper frem mod 2030, derefter accelereret elektrificering af fjernvarmen via store varmepumper og elkedler
• Direct Air Capture (DAC) — fra 2040 til at levere negative emissioner

Elbalancen

Frem mod 2035 er produktion og forbrug omtrent i balance over året. Fra midten af 2030'erne gør havvindudbygningen i Nordsøen Danmark til netto-eksportør af el. En del af Nordsøproduktionen anvendes til brint på Energiø Nordsøen og eksporteres som brint frem for el.

Batterier og prisdannelse

Batterikapaciteten stiger til ca. 11,5 GW i 2050. Frem mod 2030 er stand alone-batterier fortsat rentable; efter 2030 sker udbygningen i stigende grad samplaceret med solceller, mens stand alone-udbygningen stagnerer. Prisdannelsen forventes gradvist at skifte fra marginale kul-/gasværker til et samspil mellem fluktuerende produktion og fleksible forbrugere (elektrolyse, batterier, elkedler, industriprocesser).

Åbent punkt: "Afsnit om udvikling i elpriser følger i endelig version af AF26" — tabellen over gennemsnits-, forbrugs-, sol-, landvind- og havvindvægtede elpriser i DK1/DK2 for 2030, 2035 og 2050 er tom i høringsudgaven.

Antagelser om udlandet

Energistyrelsens elmarkedsmodel Ramses baserer udlandet på ENTSO-E: ERAA25 frem til 2035 og Distributed Energy (DE)-scenariet fra TYNDP24 i 2050, med følgende justeringer:

• Europæisk brintforbrug (ekskl. elproduktion) nedjusteres til 2.100 TWh i 2050; det øvrige elforbrug opjusteres tilsvarende
• Europæisk havvindkapacitet estimeres selvstændigt til 290 GW i 2050 (GIS-data + teknologiomkostninger)
• Europæisk elektrolysekapacitet skønnes til 420 GW i 2050
• Atomkraft følger National Trends-scenariet frem for DE

Havvind

Eksisterende parker fastholdes gennem hele perioden — der antages hverken nedtagning, levetidsforlængelse eller repowering af konkrete parker, fordi AF bruges til geografisk netplanlægning.

Den resterende kapacitet op til 35 GW i den danske del af Nordsøen i 2050 fordeles mellem DK1 og udlandet ved økonomisk optimering i PEERS-modellen og indfases lineært 2036-2050. Samlet havvindkapacitet i 2050 er ca. 44 GW — stort set som i AF25.

VE på land

Ambitionen om firedobling oversættes til ca. 50 TWh elproduktion fra VE på land i 2030 mod ca. 17 TWh i 2025.

Centrale antagelser:

• Taganlæg: 150 MW/år i 2026-2027, 350 MW/år i 2028-2029 (midlertidig elafgiftsnedsættelse), derefter 200 MW/år fra 2030; fordeling ca. 30/70 mellem husholdninger og erhverv
• Egetforbrug: 20 pct. for private husstande, 75 pct. for erhverv
• Landvind: loft på 200 MW årlig udbygning — begrundet i kommunal planlægning, arealadgang og naboheensyn
• Trackeranlæg: 25 pct. af nye terrænanlæg antages enaksede trackere
• Testcentre: Østerild udvides med 3 standpladser fra 2028 (møller op til 450 m); samlet testcenterkapacitet ca. 130 MW i 2026 stigende til ca. 420 MW i 2050; 2.700 fuldlasttimer
• Husstandsmøller: ca. 22 MW i dag, +0,15 MW/år; 2.400 fuldlasttimer

Levetidsantagelser:

Møller inden for et område, hvor der potentielt kan opstilles nye møller, antages at leve fem år kortere end møller uden for.

Brintproduktion og brintforbrug

Her ligger en af AF26's mest markante afvigelser fra politisk ambition:

"Med kun tre år til 2030 vurderer Energistyrelsen, at elektrolyseprojekter skal have opnået en vis modenhed ... Dette vurderes ikke at være tilfældet for den kapacitet, der skal til for at nå ambitionen om 4-6 GW elektrolysekapacitet i 2030. I AF26 indgår ... elektrolysekapacitet på 2,7 GW i 2030."

Akkumuleret pipeline-udbygning (ultimo år, GW):

Øvrige antagelser:

• Fuldlasttimer: 5.000 frem til primo 2031, derefter gradvis konkurrenceudsættelse frem til 2040, hvorefter kapaciteten er fuldt konkurrenceudsat i det europæiske marked
• Minimumslast: 10 pct. af kapaciteten i 2030, faldende lineært til 2 pct. i 2040, fastholdt til 2050
• Levetid: 25 år, jf. Teknologikataloget
• Overskudsvarme: 20 pct. af elforbruget kan udnyttes til fjernvarme (mod et teoretisk maksimum på 25 pct.)
• Overplanting: 50 pct. af det beregningstekniske loft realiseres på Nordsøen Nord, Kattegat og Kriegers Flak II

Dansk brintforbrug (TWh):

65 pct. af e-SAF-forbruget antages dækket af danskproduceret brændstof, 35 pct. importeret (samme fordeling som for bunkring).

Væsentligt forbehold: Notatet fastslår, at "der aktuelt ikke er lovhjemmel til brintproduktion på havet, hvorfor antagelserne omkring brintproduktion for Energiø Nordsøen er behæftet med væsentlig usikkerhed."

Ellagring

AF26's ellagringsbegreb omfatter udelukkende batterier — svinghjul, kondensatorer, husstandsbatterier og vehicle-to-grid indgår ikke, da sidstnævnte kræver yderligere metode- og modeludvikling.

Metoden er ændret siden AF25: udbygningen baseres nu på projektøkonomiske rentabilitetsvurderinger i hele fremskrivningsperioden, mens elforbrugspipelinen (opdateret ultimo Q1 2026, knap 14 GW sandsynlighedsvægtet) alene fungerer som loft frem til 2030. Batteristørrelsen antages at være 4 timer for både stand alone og samplacerede anlæg.

Notatet nævner udtrykkeligt, at Politisk forståelse om en akutplan for elnettet (juni 2026) varsler ændrede nettilslutningsregler med mulighed for prioritering af netkunder, men at dette ikke er indarbejdet i AF26.

Danske interkonnektorer

Med EU's Clean Energy Package gælder et krav om, at mindst 70 pct. af kapaciteten på eltransmissionsforbindelser stilles til rådighed for markedet, jf. elmarkedsforordningen artikel 16. Der er ingen særskilte politiske mål for udbygning af interkonnektorer.

Eksisterende forbindelser (MW, import/eksport):

Fremtidige forbindelser: Energiø Bornholm (1.200 MW til DK2 + 2.000 MW til DE) fra 2035 og Energiø Nordsøen (2.000 MW til DK1 + 2.000 MW til DE) fra 2040.

Flere eksisterende forbindelser (Skagerrak 1-2, Konti-Skan) når teknisk levetid inden 2050. Indtil der er truffet reinvesteringsbeslutning, antages beregningsteknisk uændret kapacitet i hele perioden — og Energistyrelsen anbefaler udtrykkeligt, at Energinet supplerer med følsomhedsanalyser for forsinkelser og udebleven reinvestering.

Gasproduktion og gasstrømme

Alle gastal opgøres i øvre brændværdi (12,157 kWh/Nm³), hvilket betyder, at AF-tallene ikke kan sammenlignes direkte med KF, der bruger nedre brændværdi (11 kWh/Nm³).

Væsentlige antagelser:

• Det grønne gaskryds: VE-gasproduktionen tilpasses beregningsteknisk ledningsgasforbruget i 2030
• Nordsøen: Den mængde, der ilandføres i Nederlandene via NOGAT, fastholdes på knap 9 TWh/år, indtil den udgør 50 pct. af produktionen, hvorefter andelen fastholdes på 50 pct.
• Transit til Polen: Baltic Pipe har 10 mia. Nm³/år kapacitet, hvoraf 80 pct. er solgt frem til 2037 (EU's NC CAM tillader højst 15-årige kontrakter for højst 80 pct. af kapaciteten). Et flow på ca. 7,5 mia. Nm³/år (~87 TWh) antages fastholdt helt frem til 2050
• Sverige: Der tages nu afsæt i Energimyndighetens scenarie "Regional Forsyning" med en mere gradvis reduktion af dansk eksport — modsat AF25's antagelse om hurtig og fuld afkobling
• Biometan: Fremskrives fladt efter 2038, da der ikke findes en kendt pipeline for nye anlæg derefter
• Residual: En stor gasmængde fra Nordsøen uden konkret aftager håndteres som "residual", der kan gå til øget eksport via Nederlandene, uudnyttet Baltic Pipe-kapacitet eller nye forbrug som LNG-produktion

Efterspørgslen efter oprindelsesgarantier for biometan stiger bl.a. som følge af rederiers opfyldelse af EU's FuelEU Maritime-krav, hvilket allerede har hævet priserne fra midten af 2025.

Forbehold: "Bemærk at høringsversionen af AF26 er baseret på 'Ressourceopgørelse og prognose for Nordsøen' fra 2025, mens den endelige version af AF26 vil være opdateret med 2026-prognosen."

Termisk el- og varmeproduktion

Antaget sidste fulde driftsår for centrale kraftvarmeværker:

Øvrige antagelser:

• Pipelinevægtning på kort sigt: nettilsluttet/nettilslutningsaftale/modning = 100 pct.; udredning fase 2 = 90 pct.; udredning fase 1 og screening = 60 pct.
• DH-Invest anvendes til langsigtede investeringer i fjernvarme fra 2031 (mod 2028 i AF25)
• Overskudsvarme: 15 pct. af datacentres elkapacitet og 20 pct. af elektrolyseanlægs elforbrug
• CO₂-fangst forudsættes på Avedøreværkets blok 2 halmkedel, Asnæsværkets blok 6 og affaldsforbrændingsanlæg
• Store varmepumper: ca. 1,5 GW samlet udbygning; elkedler stiger til ca. 3,2 GW i 2050

Datacentre

Datacentre er området med de største metodiske ændringer i AF26. Fremskrivningen kombinerer nu Energinets elforbrugspipeline (projekter over 3 MW) med en økonometrisk model udviklet af Rambøll i efteråret 2025, der estimerer Danmarks andel af det europæiske datacenterforbrug ud fra elpris, VE-andel, selskabsskat, adgang til transatlantiske fiberkabler og befolkning.

Vægtning af projekter efter modenhed:

Overgangen fra pipeline til model sker ved lineær interpolation: 100 pct. pipeline før 2030, 80/60/40/20 pct. i 2031-2034, og 100 pct. modelvækstrate fra 2035. Driftsmæssigt antages 70 pct. udnyttelse af nettilslutningen, lineært indfaset over 10 år, med 8.760 fuldlasttimer.

Resultat: en omtrentlig halvering af det langsigtede danske datacenterelforbrug sammenlignet med AF25 — med AF25's antagelser ville Danmark have fået en uforholdsmæssig stor andel af det samlede europæiske forbrug.

Notatet bemærker desuden en ny udvikling: mere end 10 datacentre har per juni 2026 forespurgt på tilslutning til det danske gassystem med henblik på egen elproduktion via gasturbiner eller -motorer. Dette er ikke indarbejdet i AF26, men vil indgå i fremtidige analyser.

Energiforbrug i husholdninger og erhverv

Fremskrives med Energistyrelsens IntERACT-model. Tre metodeforbedringer siden AF25:

1. Fjernvarme som alternativ til gas: Ved gasudfasningen i 2035 antages ca. 50 pct. af det gasdækkede opvarmningsforbrug at gå til varmepumper og ca. 50 pct. til fjernvarme (tidligere alene varmepumper)
2. Aalborg Portland har vundet CCS-udbuddet og skal fange mindst 1.250.000 ton CO₂ årligt fra 2030 (virksomhedens egen ambition er 1.400.000 ton) — modelleret som et interval
3. Driftsstøtte til CO₂-reducerende brændsler hos Aalborg Portland i 2026-2035 øger både gas- og biomasseforbruget

Øvrige nøgletal:

• Husholdningernes klassiske elforbrug falder med knap 20 pct. over perioden, mens elforbruget til individuelle varmepumper næsten fordobles
• Forbrug bag måleren stiger fra 5 til 27 pct. i husholdninger og fra 1 til 4 pct. i erhverv
• Industrielle elkedler vokser fra ca. 160 MW (2026) til ca. 475 MW (2035) og godt 700 MW (2050) — og udskilles som selvstændig kategori i AF27

Transportsektoren

Metode og forudsætninger er identiske med KF26 (FREM-modellen), men AF26 tilføjer forbrug knyttet til international transport, der trækker på danske el- og gasnet:

Reguleringsgrundlaget er primært EU-forankret: ETS-revisionen inkl. ETS II fra 2028, AFIR, FuelEU Maritime, ReFuelEU Aviation og CO₂-reduktionskrav for køretøjer, suppleret af nationale CO₂-afgifter og fortrængningskrav.

Gasforbruget i transporten falder yderligere i AF26, fordi to AF25-antagelser bortfalder: støtte til gaslastbiler (midler omprioriteret fra Deludmøntning af grøn fond) og gasforbrug til bunkring.

Brændsels- og CO₂-kvotepriser

Brændselspriserne er identiske med KF26 og bygger på forwardpriser fra december 2025, der indfases mod IEA's STEPS-priser i 2035.

Udskydelsen af ETS2 følger af tillægsaftalen til EU's 2040-klimamål (90 pct.). Fremskrivningerne stammer fra Finansministeriets nøgletalskatalog fra februar 2026.

CO₂-målopfyldelse og -fangst

AF26 lukker mankoen mellem KF26's skønnede udledninger og de politiske reduktionsmål med CO₂-fangst og -lagring:

Punktkildefangst (mio. ton CO₂):

Fordelt på cementsektoren (1,25 mio. ton årligt fra 2030), affaldsværker (2,6 mio. ton i 2050), biogasopgraderingsanlæg (0,2 → 2,3 mio. ton) og biomassekraftvarme (0,4 mio. ton fra første CCUS-udbud).

Direct Air Capture (indfases fra 2040):

Elforbruget antages at være ca. 1 TWh pr. mio. ton CO₂ ved 7.000 fuldlasttimer, med anlæg fordelt 60/40 mellem DK1 og DK2.

Tre ændringer siden AF25: (1) 85 pct.-målet i 2035 fra regeringsgrundlaget indarbejdes, hvilket øger udnyttelsen af fangstpotentialet på affaldsværker og biogasopgraderingsanlæg; (2) CCS-puljens udbud er nu afgjort, så fangstmængderne i 2030 kan fordeles konkret; (3) pyrolyse udgår, da der endnu ikke foreligger en godkendt emissionsfaktor — hvilket øger DAC-behovet tilsvarende.

Samlet oversigt over ændringer fra AF25 til AF26

Anbefalede følsomhedsberegninger

AF er ét forløb blandt flere mulige, og usikkerheden vokser med tidshorisonten. Energistyrelsen anbefaler i flere sektornotater supplerende følsomheder, men understreger, at Energinet selv afgør, hvilke parametre og parametervariationer der anvendes:

• Interkonnektorer: scenarier med forsinkelser og/eller udebleven reinvestering i Skagerrak 1-2 og Konti-Skan
• Gasforbrug: et partielt forløb — efterspurgt af Energinet og Evida — hvor der ikke tages hensyn til de politiske ambitioner om 100 pct. grøn gas i 2030 og gasudfasning i husholdninger i 2035
• Gaspris: et partielt forløb med højere gaspris og dennes effekt på energiforbruget i husholdninger og erhverv

Hvem berøres?