EUROPA-KOMMISSIONEN

Bruxelles, den 26.2.2025

COM(2025) 72 final

RAPPORT FRA KOMMISSIONEN TIL EUROPA-PARLAMENTET, RÅDET, DET EUROPÆISKE ØKONOMISKE OG SOCIALE UDVALG OG REGIONSUDVALGET

Rapport om energipriser og -omkostninger i Europa

1.Indledning

Rapporten om energipriser og energiomkostninger for 2024 er udarbejdet i kølvandet af en længere periode med uro, der har kendetegnet de globale og europæiske energimarkeder siden 2020. Nedgangen i energipriserne under covid-19 blev afløst af en langvarig periode med høje energipriser fra midten af 2021 til udgangen af 2023. Usædvanligt høje priser havde og har fortsat alvorlige konsekvenser for de europæiske husholdninger, industrien, økonomien som helhed og de offentlige finanser. Formålet med denne rapport er at analysere udviklingen i energipriserne og give et klart billede af energiprisernes indvirkning på energiomkostningerne for EU's industri og husholdninger, på EU's energiimport og på energiafgifterne.

Den Europæiske Union har fastsat en ambitiøs energipolitisk ramme under Europas grønne pagt, som indebærer en yderligere styrkelse som reaktion på tidligere kriser og aktuelle udfordringer. Desuden afføder den geoøkonomiske situation et behov for håndgribelige foranstaltninger for at sikre konkurrencedygtig og økonomisk overkommelig energi til både virksomheder og borgere, samtidig med at de fortsatte fremskridt hen imod dekarbonisering skal sikres. Handlingsplanen for ren industri og prisoverkommelig energi har til formål at løse disse udfordringer.

Denne rapport giver et omfattende overblik over udviklingen i energipriser og -omkostninger i Den Europæiske Union fra 2010 til 2023, eventuelt med yderligere data for første halvdel af 2024, hvis de foreligger 1 . I lighed med den tilgang, der er anvendt i tidligere udgaver 2 , bygger rapporten på data og analyser fra en tilbundsgående undersøgelse 3 og Kommissionens eget arbejde, hvor offentligt tilgængelige statistiske kilder prioriteres først og suppleres med målrettede dataindsamlinger.

Engrospriserne har stabiliseret sig på både el- og gasmarkederne siden energikrisen i 2021-2023, dog på et niveau, der er højere end de historiske gennemsnit. 4 På grund af tidsforskydningen i prisudviklingen i de to markedssegmenter har de faldende engrospriser dog endnu ikke haft en afsmittende effekt på detailpriserne på energi, og de ligger stadig højere for både husholdninger og virksomheder end før 2021. Husholdningernes gaspriser var næsten dobbelt så høje i 2023 som før krisen. På samme måde ligger priserne på gas og elektricitet til industrien lavere end under krisen men stadig 2-4 gange højere end hos EU's vigtigste handelspartnere, og det truer den europæiske industris konkurrenceevne på lang sigt. Navnlig i de energiintensive sektorer er de kraftigt stigende energipriser en nøglefaktor, der påvirker konkurrenceevnen.

EU er afhængig af import for at dække >90 % af sit olie- og gasforbrug. Ud over hensynet til energisikkerheden udgør import af fossil energi, som nåede op på 427 mia. EUR i 2023 (2,5 % af EU's BNP), en væsentlig belastning for den europæiske økonomi. Råolie er fortsat den største importvare (med en andel på 56 % af den samlede regning) efterfulgt af naturgas og kul. På trods af et kraftigt fald på grund af prisfald på råvarerne var regningen for importen i 2023 stadig 45 % højere end gennemsnittet for 2014-2020. I REPowerEU-planen fra 2022 blev der foreslået foranstaltninger til at øge energiforsyningssikkerheden, fremskynde udbredelsen af vedvarende energi, dæmpe efterspørgslen og øge energieffektiviteten for at opnå et mere fleksibelt, omkostningseffektivt og modstandsdygtigt europæisk energisystem i fremtiden.

Endelig havde energikrisen også en indvirkning på energibeskatningspolitikken. I en kombination med andre foranstaltninger faldt indtægterne fra energiafgifter, samtidig med at mange medlemsstater ydede kompensation til husholdningerne og industrien for højere energiomkostninger.

.

2.Udviklingen i energipriserne

2.1.Elpriser

Fra 2015 til 2019 svingede de europæiske engrospriser på elektricitet mellem 40 og 60 EUR/MWh. Spotpriserne var forholdsvis stabile indtil udgangen af 2018 og faldt derefter i 2019 på grund af svag efterspørgsel, lavere brændstofomkostninger og øget produktion af vedvarende energi. I 2020 førte covid-19 til et yderligere betydeligt fald i efterspørgslen efter elektricitet, som sammen med stigende produktion af vedvarende energi pressede engrospriserne til usædvanligt lave niveauer (17 EUR/MWh i maj 2020), herunder stadig hyppigere perioder med negative priser i løbet af dagen.

Energikrisen i 2021-2022 førte til omfattende forstyrrelser på de globale og europæiske energimarkeder. Dette påvirkede også engrospriserne på elektricitet i EU, da højere gaspriser (se kapitel 2.2 om gas) medførte, at elpriserne steg 5 til mellem 150 og 270 EUR/MWh ( Figur 1 ). Oven i de kraftigt stigende gaspriser, der førte til højere elpriser, samt lave eller variable niveauer af vandkraft og produktion af vedvarende energi og afbrydelser på atomkraftværkerne (på grund af vedligeholdelse), steg elpriserne til rekordhøjder i 2022 (og nåede op på 400 EUR/MWh i august 2022).

Siden udgangen af 2022 har engrospriserne på elektricitet imidlertid stabiliseret sig på et lavere niveau på day-ahead-markederne, selv om de ligger højere end de historiske gennemsnit (85 EUR2023/MWh i gennemsnit i fjerde kvartal 2023 sammenlignet med 56 EUR2023/MWh i gennemsnit i perioden 2008-2020). Priserne på terminsmarkederne har i 2023 også stabiliseret sig på et niveau over de historiske gennemsnit.

Figur 1: Udviklingen i de månedlige gennemsnitlige day-ahead-engrospriser på grundlastelektricitet i Europa i EUR2023/MWh med det europæiske elbenchmark og intervallet af minimums- og maksimumspriser på tværs af de vigtigste EU-markeder

Kilde: Trinomics et al. (2024), baseret på data fra S&P Platts, ENTSO-E

I tiåret før energikrisen var EU's engrospriser på elektricitet lavere end eller sammenlignelige med priserne i Japan og Det Forenede Kongerige ( Figur 2 ), men noget højere end de amerikanske priser. Energikrisen førte til en priskonvergens mellem Europa og Asien. Samtidig forblev priserne i USA på grund af billig indenlandsk gasforsyning forholdsvis lave, hvilket yderligere øgede forskellen mellem de europæiske og amerikanske engrospriser på elektricitet 6 .

Figur 2: Sammenligning af månedlige gennemsnitlige day-ahead-engrospriser på elektricitet i EU i forhold til globale handelspartnere (EUR2023/MWh)

Kilde: Trinomics et al. (2024), baseret på data fra S&P Platts, ENTSO-E, JEPX, EIA

Detailpriser på elektricitet er også steget i 2022 og 2023 i kølvandet på de stigende engrospriserne på elektricitet, som på trods af den stigende anvendelse af dynamiske priskontrakter blev væltet over på forbrugerne med en forsinkelse. I gennemsnit steg energikomponenten af husholdningernes detailpriser betydeligt i denne periode, mens andelen af skatter og afgifter faldt som følge af midlertidige kompensationsforanstaltninger truffet af nationale myndigheder i hele EU-27 ( Figur 3 ).

Figur 3: Udviklingen i og sammensætningen af EU-husholdningernes elpris (ekskl. moms)

Kilde: Trinomics et al. (2024), baseret på data fra Eurostat (nrg_pc_204_c), VaasaETT

Konkret steg den gennemsnitlige detailpris på elektricitet til husholdninger i EU-27 med 12 % til 262 EUR2023/MWh 7 mellem 2020 og 2022. I 2023 steg priserne med yderligere 4 % til 272 EUR2023/MWh. Under krisen toppede detailpriserne på elektricitet over 500 EUR/MWh i Østrig, Belgien, Danmark, Tyskland, Italien og Nederlandene.

Detailpriserne for husholdninger varierer meget fra medlemsstat til medlemsstat, til dels på grund af nyligt indførte interventioner på detailmarkedet 8 ( Figur 4 ). Mange lande ydede midlertidigt direkte subsidier eller nedsatte skatterne i 2023 for at afbøde virkningerne af prisstigninger, og nogle medlemsstater havde meget lave eller endda negative afgifter på elektricitet til husholdninger, herunder Irland (subsidier på 66 EUR/MWh), Portugal (subsidier på 40 EUR/MWh) og Grækenland (subsidier på 37 EUR/MWh) 9 .

I lighed med tidligere år er der betydelige forskelle i husholdningernes elpriser på tværs af medlemsstaterne. I 2023 blev den højeste gennemsnitlige detailmarkedspris i EU registreret i Belgien med 383 EUR2023/MWh, mens Bulgarien havde den laveste pris på 116 EUR2023/MWh.

Figur 4: Husholdningernes elpriser i EU-medlemsstaterne 10 (2023, DD-forbrugskategorien)

Kilde: Trinomics et al. (2024), baseret på data fra Eurostat (nrg_pc_204_c), VaasaETT

Priserne på industriel elektricitet fulgte en udvikling svarende til husholdningernes priser og steg fra 132 EUR/MWh i 2020 til 238 EUR/MWh i anden halvdel af 2022 (80,3 %), toppede i første halvdel af 2023 med 241 EUR/MWh, begyndte at falde i sidste del af 2023 og landede på 197 EUR/MWh i første halvdel af 2024. Men i modsætning til husholdningernes priser drives priserne på industriel elektricitet mere af engrosmarkedet på grund af den større eksponering for energipriskomponenten. Den massive vækst i energipriskomponentens andel blev kun delvist modvirket af nedsættelser af skatter og afgifter. I 2023 udgjorde energipriskomponenten 63 % af de samlede elomkostninger for mellemstore industrielle elforbrugere (i ID-forbrugskategorien), 11 mens netafgifternes andel er faldet til 12 % af omkostningerne (fra ca. 30 % i 2018 og før), og skatter og afgifter udgjorde kun 25 % af de samlede omkostninger.

Foretages en sammenligning internationalt steg elpriserne betydeligt i alle større økonomier under energikrisen, undtagen i USA ( Figur 5 ). De elpriser, som industrien i EU skulle betale, svarede til priserne i Japan i 2023, hvorimod industrien i EU havde en konkurrencefordel før energikrisen. Det Forenede Kongeriges elpriser forblev på et meget højt niveau i hele 2023, mens priserne i USA var forholdsvis stabile og fortsat lå tæt på det historiske niveau.

Figur 5: Industrielle elpriser i EU-27, USA, Det Forenede Kongerige, Japan, Canada og Sydkorea (EUR2023/MWh)

Kilde: Trinomics et al. (2024), S&P Platts, Eurostat, Enerdata EnerMonthly

2.2.Gaspriser

Engrospriser på gas i EU's gasknudepunkter svingede mellem 5 og 30 EUR/MWh i perioden 2015-2020 og faldt derefter i 2020, hvor en relativt mild vinter og covid-19-nedlukninger pressede gaspriserne ned under 5 EUR/MWh i maj-juli 2020. En stigende efterspørgsel i genopretningsperioden efter covid‑19 begyndte at få gaspriserne til at stige fra midten af 2021, og i december 2021 fik knapheden på de europæiske gasmarkeder engrospriserne til at stige til 113 EUR/MWh. Den russiske invasion af Ukraine, Ruslands anvendelse af landets gaseksport som våben og den efterfølgende usikkerhed om gasforsyningerne førte til fortsat høje spotpriser på over 100 EUR2023/MWh 12 i hele juni-december 2022, mens andelen af russisk rørledningsgas i den europæiske import faldt fra 51 % i 2021 til 15 % i 2023. Samlet set faldt andelen af import af russisk gas fra 45 % til 15 %, og andelen af import af russisk LNG i EU's LNG-import faldt til 15 % fra 20 % i samme periode af 2021-2023. Trods lavere efterspørgsel steg priserne yderligere og nåede den 26. august 2022 en rekordhøj spotpris på 320 EUR2023/MWh.

Fra september 2022 faldt spotpriserne på gas gradvist fra toppunktet i august 2022 til 42 EUR2023/MWh i april 2023 af flere årsager – høje lagerbeholdninger, en mild vinter, mindre usikkerhed om forsyningen via russiske rørledninger (baseret på RePowerWU's bestræbelser på at begrænse gasforbruget i EU, men også Ruslands beslutning om at indstille leverancerne til visse EU-medlemsstater) og en positiv udvikling i LNG-importkapaciteten. I begyndelsen af 2024 er der opstået en ny "prisligevægt" på ca. 30-40 EUR2023/MWh ( Figur 6 ), der afspejler udfasningen af russisk rørledningsgas, den reducerede indenlandske produktion i EU og overgangen fra rørledningsforsyning til import af LNG (flydende naturgas).

Regionale engrosprisforskelle (f.eks. mellem TTF, NBP og THE-knudepunkterne) kan i vid udstrækning forklares ved forskellene i markedskarakteristika med hensyn til rørlednings-, LNG-eksport- og sammenkoblingskapacitet med naboregioner. Generelt har markeder med flere importkilder (f.eks. flere gasrørledninger og adgang til LNG-terminaler) et lavere prisniveau end markeder med kun én forsyningskilde.

Engrospriserne på naturgas påvirkes af en række faktorer såsom temperatur (varmeefterspørgsel), niveauet af industrielle aktiviteter, tilgængeligheden af vedvarende energiproduktion (hovedsagelig efterspørgsel efter gasfyret elproduktion), opfyldningsniveauer i gaslagerfaciliteter og injektionsrater til opfyldning af lagre samt rørlednings- og LNG-import. En af de vigtigste nylige faktorer, der definerede gaspriserne, var omlægningen af gasimporten fra rørledningsgas til LNG-import, hvilket yderligere eksponerede de europæiske gasmarkeder for de globale LNG-markeder og dermed skabte større prisvolatilitet.

Figur 6: Udvalgte day-ahead-engrospriser på gas i europæiske gasknudepunkter

Kilde: Trinomics et al (2024), baseret på data fra P Platts, Enerdata EnerMonthly

LNG spillede kun en udlignende rolle i EU's gasforsyning før 2021, hvilket delvis skyldes omkostningskonkurrenceevnen for russisk rørledningsgas i forhold til LNG 13 og den rigelige europæiske forsyning, der kom fra Nederlandene (indtil 2023). For at erstatte russisk rørledningsgas vendte Europa sig mod øget import af LNG, der især kom fra USA ( Figur 7 ), hvis andel steg fra 27 % i 2021 til 43 % i 2023, og andre globale kilder såsom Qatar, som øgede LNG-eksporten til EU med 22 % i 2022 og med 12 % i 2023. I samme periode af 2021-2023 faldt andelen af russisk LNG-eksport fra 20 % til 15 % i forbindelse med en næsten fordobling af EU's samlede LNG-import, mens de russiske LNG-mængder steg med 32 %. Dette suppleres af øget import via rørledninger fra Norge, Algeriet og Aserbajdsjan. Efterhånden som importen af russisk rørledningsgas faldt markant, fordobledes LNG's andel af den samlede import mellem 2021 og 2023 (fra 15-20 % til 35-40 %).

Figur 7: LNG-import og dennes andel af EU-27's samlede gasimport og -forbrug

Kilde: Trinomics et al. (2024), baseret på data fra ENTSO-G, Eurostat

Denne ændring i den europæiske gasforsyning påvirkede til gengæld også de globale LNG-markeder, da Europa blev den største LNG-importør i perioden 2022‑2023 og overhalede Japan, Kina og Sydkorea. Den øgede efterspørgsel i EU har bevirket en stigning i de globale LNG-priser og omdirigeret en betydelig mængde LNG-forsendelser til Europa, som tidligere primært gik til de asiatiske markeder.

En sammenligning af internationale engrospriser på naturgas viser tydeligt denne virkning: Med undtagelse af USA oplevede både EU og større LNG-importerende lande (Japan, Sydkorea, Kina og Indien) prisstigninger ( Figur 8 ), mens priserne i USA ikke ændrede sig drastisk i samme periode.

Figur 8: Day-ahead-engrospriserne på gas i EU (NL TTF) og hos EU's vigtigste handelspartnere 14

Kilde: Trinomics et al., baseret på data fra S&P Platts

Detailpriserne på gas ( Figur 9 ) er hovedsagelig drevet af engrospriserne på gas, men ændringerne i 2021 og 2022 blev afspejlet forskelligt (i omfang og overvæltningens hastighed) i medlemsstaterne. Dette skyldtes hovedsagelig forskelle i typen af og niveauet for de nationale kriseafbødningsforanstaltninger og medlemsstaternes forskellige strukturer for kontraktlængde og detailhandlernes forskellige strategier for gasindkøb (langsigtede kontrakter, prisafdækning).

Figur 9: Gennemsnitlige gaspriser for husholdninger i EU-medlemsstater 15 i 2023 i D2-forbrugskategorien

Kilde: Trinomics et al. (2024), baseret på data fra VaasaETT, Eurostat

Parallelt med den store stigning i engrospriserne på gas i 2021 og 2022 begyndte de gennemsnitlige husholdningspriser at stige fra 2021-niveauet på 70-80 EUR2023/MWh til 125 EUR2023/MWh 16 i august 2022. Husholdningspriserne toppede fra tredje kvartal 2022 til andet kvartal 2023 på 112 EUR2023/MWh, hvorefter de faldt og stabiliserede sig i alle medlemsstater på et niveau, der var næsten dobbelt så højt som før krisen (100 EUR2023/MWh i stedet for ~60 EUR2023/MWh).

På grund af forskelle i detailmarkedernes karakteristika, nationale kriseforanstaltninger og deres konsekvenser for overvæltningsgraden er der betydelige forskelle i husholdningernes gaspriser i medlemsstaterne. I 2023 blev de højeste priser konstateret i Sverige og Nederlandene (~210 EUR2023/MWh) og de laveste i Slovakiet, Rumænien, Kroatien og Ungarn (alle under 60 EUR2023/MWh).

Energiomkostningers, netafgifters samt skatters og afgifters relative andel af husholdningernes gaspriser ændrede sig også betydeligt. Energiomkostningskomponenten (engrospris plus en avance) tegnede sig for 43 % af detailprisen i 2020, men nåede op på 64 % i 2023. I samme periode faldt netafgiftskomponentens andel fra 24 % til 17 %, mens andelen af skatter og afgifter faldt fra 33 % til 19 %, hovedsageligt som følge af statslige indgreb (lavere skattesatser eller tilbagebetalinger) i detailpriserne.

Detailpriser på gas til industrien i EU steg betydeligt under energikrisen. Priserne for mellemstore industrielle gasforbrugere (I3-forbrugskategorien) 17 blev næsten fordoblet fra 40 EUR2023/MWh i 2021 til 76 EUR2023/MWh i 2023. For de største industrielle gasforbrugere (I5-forbrugskategorien 18 ), sprang priserne fra 39 EUR2023/MWh i 2021 til 87 EUR2023/MWh i 2022 og faldt derefter til 59 EUR2023/MWh i 2023. Betydelige stigninger i gaspriserne førte til store stigninger i energiomkostningerne, navnlig for energiintensive virksomheder. De højere gaspriser svækkede den europæiske industris konkurrenceevne, navnlig i energiintensive sektorer, sammenlignet med konkurrenter som f.eks. USA og Kina, hvor priserne fortsat er betydeligt lavere ( Figur 10 ).

Figur 10: Priserne på naturgas for den endelige forbruger i industrien (I5-forbrugskategorien) i EU og dets vigtigste handelspartnere

       Kilde: Trinomics et al. (2024), baseret på data fra Eurostat, Enerdata EnerMonthly

2.3.Olie og kul

I de seneste år har der også været nye episoder med volatilitet i råoliepriserne, som faldt til under 20 USD/tønde (Dated Brent) i april 2020 som følge af et betydeligt fald i efterspørgslen og det uforholdsmæssigt store udbud i de første måneder af covid-19-nedlukningerne. Priserne på råolie begyndte at stige sideløbende med den økonomiske genopretning og lempelsen af covid-rejserestriktionerne, og de toppede med 130 USD/tønde i marts 2022. Siden da er priserne faldet til 70‑80 USD/tønde ( Figur 11 ), på trods af produktionsnedskæringer i OPEC+ og fortsatte geopolitiske konflikter i Nær- og Mellemøsten, hovedsagelig på grund af øget produktion i USA og relativt lavt forbrug i Asien.

Figur 11: Daily Europe Brent Spot Price FOB (USD og EUR pr. tønde, nominelle priser)

Kilde: GD ENER ENERScope, baseret på Markedsobservatoriet for Energis database

Brentpriserne lå i 2023 i gennemsnit på 82 USD/tønde, og IEA betegnede året som et "stabilt år efter tre turbulente år". Olieforsyningen forblev høj og forventes at forblive høj med planlagte kapacitetsudvidelser i lande uden for OPEC. På efterspørgselssiden skabte de yderligere globale emissionsreduktioner øget opmærksomhed på energisikkerhed og beskeden industriel efterspørgsel kombineret med omstillingen til vedvarende energi i forskellige økonomiske sektorer et nedadgående pres på oliepriserne, som stadig kunne mærkes i 2024.

Detailpriserne på oliebaserede brændstofprodukter ( Figur 12 ) fulgte udviklingen i råoliepriserne tæt og faldt betydeligt efter efteråret 2022. Der var mere alvorlige prisstigninger på diesel og fyringsolie, hovedsagelig på grund af den globalt begrænsede raffinaderikapacitet.

Figur 12: Gennemsnitlig årlig detailpris på olieprodukter i EU-27 i EUR2023/liter, eksklusive skatter og afgifter

Kilde: GD ENER ENERScope, baseret på Markedsobservatoriet for Energis database

3.Udviklingen i energiomkostningerne

3.1.EU's energiimportregning

EU er nettoimportør af energi og var afhængig af import for at dække 63 % af sit energiforbrug i 2022. EU's energiimportregning afhænger af mængden af brændstoffer, priserne på brændstofferne (stigende som følge af de globale markeder) og vekselkursen mellem EUR og USD. I 2022 nåede energiimportregningen op på skønsmæssigt 600 mia. EUR (3,8 % af BNP for EU-27). Både olie- og gaspriser bidrog til stigningen ( Figur 13 ).

Efter prisfaldet faldt energiimportregningen i 2023 til ca. 427 mia. EUR (2,5 % af EU's BNP), hovedsageligt som følge af lavere priser på naturgas og LNG. Ikke desto mindre er energiimportregningen stadig betydeligt højere end før, og den kraftige stigning i 2021-2022 viser, hvor meget priserne på fossile brændstoffer tynger EU's økonomi.

Figur 13: Anslået energiimportregning for EU 2014-2024 (mia. EUR, % af EU's BNP) 

Kilde: Eurostat Comext

Med andre ord: Hvis omstillingen til ren energi var blevet fremskyndet før krisen, ville EU have haft færre fossile brændstoffer i energimikset (stadig 69 % i 2022), og indvirkningen af svingende priser på fossile brændstoffer på de europæiske energipriser kunne have været lavere.

3.2.Husholdningernes energiudgifter

De europæiske husholdningers energiudgifter (bestemt af detailpriser og husholdningernes forbrug) faldt for alle indkomstniveauer mellem 2012 og midten af 2021, hvor tendensen vendte på grund af energikrisen. I 2020 brugte europæiske lavindkomsthusstande 19 i gennemsnit 7,3 % af deres samlede budget på energi, hvilket steg til 7,5 % (1 250 EUR) i 2022 20 med betydelige forskelle mellem medlemsstaterne. Lavere mellemindkomsthusstande og mellemindkomsthusstande har en tendens til at have højere absolutte energiudgifter, men disse udgifter udgør en mindre andel af deres husholdningsbudget. I 2022 brugte disse husholdninger henholdsvis 6,9 % og 6,4 % af deres samlede budget på energi (et fald fra 7,6 % og 6,9 % i 2010).

Stigende energipriser, navnlig i anden halvdel af 2021 og i 2022, resulterede i højere energiudgifter end normalt for de europæiske husholdninger, og et stigende antal husholdninger kæmper for at opfylde deres energibehov. Stigningerne i energiomkostningerne i 2022 påvirkede i uforholdsmæssig grad de mest sårbare husholdninger. Det anslås, at 10 % af husstandene i alle medlemsstater ikke var i stand til at holde boligen tilstrækkeligt opvarmet og havde restancer på forsyningsregningerne 21 .

Stigningerne i energiomkostningerne var hovedsageligt drevet af priserne på naturgas, flydende brændstoffer og elektricitet og kunne ikke fuldt ud opvejes af husholdningernes bestræbelser på at reducere energiforbruget. Nationale foranstaltninger til støtte for husholdningernes energiudgifter bidrog til at afbøde virkningerne af energikrisen, men meget ofte var disse foranstaltninger (f.eks. et fald i momssatserne) ikke specifikt rettet mod de mest sårbare husholdninger.

Husholdningernes situation varierede betydeligt fra medlemsstat til medlemsstat både med hensyn til absolutte udgifter og udtrykt som en andel af de samlede udgifter.

·Relativt set brugte de fattigste husholdninger over 20 % af husholdningsbudgettet på energi i Slovakiet og over 15 % i Rumænien, hvor andelen var mindre end 5 % af budgettet i Sverige og i Luxembourg.

·I absolutte tal brugte lavindkomsthusholdningerne mindre end 500 EUR på energiprodukter i Letland og Rumænien, mens de brugte mere end 1 500 EUR i Luxembourg og mere end 3 000 EUR i Danmark.

Figur 14: Energiens andel af de samlede forbrugsudgifter fordelt efter indkomstgruppe i medlemsstaterne i EU27

Kilde: Trinomics et al (2024), baseret på ad hoc-dataindsamling om husholdningernes forbrugsudgifter

Hvad angår forbrugernes valgmuligheder, var elektricitet fortsat den dyreste energibærer i 2023 (EUR 289/MWh) ( Tab el 1 ). Til sammenligning var både naturgas (116 EUR/MWh) og fyringsolie (116 EUR/MWh) billigere muligheder for opvarmning. På trods af omkostningsforskellen for energiinput kan varmepumper konkurrere med olie- og gaskedler på driftsomkostninger i EU-gennemsnit, da de er meget mere effektive til at producere varme. På samme måde bruger elbiler energiinputtet meget mere effektivt, og især med dynamiske elpriser har de allerede meget lavere driftsomkostninger. Initialinvesteringsomkostninger til varmepumper og elbiler kan stadig udgøre en risiko for den udbredte anvendelse. Det reviderede energibeskatningsdirektiv indeholder forslag om betydeligt lavere minimumsafgiftssatser for elektricitet 22 , hvilket giver medlemsstaterne mulighed for at nedsætte elafgifterne (og -priserne) og støtte elektrificering inden for opvarmning og transport. Medlemsstaterne vil også have mulighed for at fritage husholdningerne for elbeskatning og dermed yde yderligere støtte til elektrificering.

Tabel 1: Sammenligning af forskellige energimuligheder for husholdninger i EU pr. MWh

Kilde: Eurostat, for elektricitet NRG_PC_204 og NRG_PC_204_C, data for første halvår, for gas NRG_PC_202 og NRG_PC_202_C, data for første halvår GD ENER's ugentlige oliebulletin (for olieprodukter), data for 2023. Konvertering af benzin til MWh skete ved hjælp af en faktor på 1,000 l = 8,9 MWh. Konvertering af diesel og fyringsolie til MWh skete ved hjælp af en faktor på 1,000 l = 10 MWh

3.3.Industriens energiomkostninger

Energi er afgørende for den økonomiske aktivitet, og energiomkostningerne spiller en væsentlig rolle for den europæiske industris konkurrenceevne. Selv om el- og naturgaspriserne faldt fra niveauet i 2022, var energiomkostningerne for EU's industrier stadig betydeligt højere i 2023 end niveauet før covid-19 og før energikrisen. Den største andel af energiomkostningerne (elektricitets- og naturgasomkostninger tilsammen) blev registreret i de elektrointensive sektorer som f.eks. primær aluminium (38 %) og ferrolegeringer og silicium (29 %). Disse efterfølges af sektorerne planglas (25 %) og minedrift (20 %), der begge har en relativt høj andel af gas- og elomkostninger.

For den gennemsnitlige europæiske virksomhed ligger energiomkostningerne på 1-3 % af de samlede produktionsomkostninger. For energiintensive sektorer (f.eks. papirmasse og papir, grundlæggende kemikalier, kunstfibre, glas, byggematerialer af ler, cement, kalk og gips og jern og stål), når energiomkostningerne op på mellem 5-10 % af de samlede produktionsomkostninger, hvilket gør dem særligt sårbare over for prisstigninger og importkonkurrence ( Figur 15 ).

Figur 15: Anslåede energiomkostninger (som andele af produktionsomkostningerne) for fremstillingssektorerne i 2021-2023, EU-gennemsnit

Kilde: Trinomics et al. (2024), baseret på data fra operatører af industrianlæg.

I de fleste sektorer rapporteres det, at andelene af energiomkostninger er steget i 2022 og 2023 i forhold til 2021, hvilket er særligt mærkbart i de energiintensive industrier (f.eks. papirmasse og papir, kunstfibre, glas, byggematerialer af ler, cement, kalk og gips, jern og stål og ikke-jernholdige metaller).

Set i et internationalt perspektiv nyder fremstillingssektorerne i nogle G20-lande uden for EU ofte godt af lavere energiomkostninger takket være: i) adgang til relativt mere rigelige indenlandske energikilder, ii) forskelle i de nationale politikker, navnlig med hensyn til energisubsidier og statslige støtteforanstaltninger. Energiintensiteten i EU's industrier er som regel sammenlignelig med eller lavere end hos EU's vigtigste handelspartnere (med undtagelse af papirmasse og papir og raffinaderier), men til dels på grund af højere energipriser har rentabiliteten i EU's fremstillingssektorer tendens til at være lavere.

3.4.Energibeskatning

Energiafgifter, både på produktion og forbrug af energi, giver betydelige indtægter til medlemsstaternes budgetter. Indtægterne fra energiafgifter var stabile i 2010-2019 og lå på gennemsnitligt 1,88 % af BNP ( Figur 16 ), men under covid-19 (2020) udløste lavere energipriser og lavere forbrug et fald til 1,74 % af BNP. I 2021 begyndte indtægterne fra energiafgifter at stige, men i 2022, hovedsageligt som følge af foranstaltningerne til at modvirke stigninger i energipriserne, faldt energiafgifter opkrævet i EU til 248 mia. EUR (1,6 % af BNP).

Figur 16-17: Indtægter fra energiafgifter i EU27 (mia. EUR, % af BNP)

Kilde: Trinomics et al. (2024), baseret på data fra Eurostat (env_ac_tax)

Energiafgifternes andel af de offentlige indtægter varierer betydeligt fra medlemsstat til medlemsstat. I 2022 udgjorde energiafgifterne i Bulgarien over 14 % af de samlede skatteindtægter, hvorimod andelen kun udgjorde 2,5 % i Østrig og Irland ( Figur 18 ). Indtægterne fra energiafgifter i forhold til det nationale BNP var højest i Grækenland (4,8 %) og lavest i Irland (0,5 %). Generelt har medlemsstater med et lavt BNP pr. indbygger en højere andel af energiafgifter i forhold til både de samlede skatteindtægter og BNP.

Figur 18: Indtægter fra energiafgifter i procent af skatteindtægterne og af BNP 23 (2021)

Kilde: Trinomics et al. (2024), baseret på data fra Eurostat (env_ac_tax).

4.Konklusion

EU reagerede med enhed, solidaritet og beslutsomhed for at overvinde den potentielt ødelæggende energikrise i 2021-2022. Medlemsstaterne blev enige om foranstaltninger til at imødegå uforholdsmæssigt høje gaspriser, fremskynde udrulningen af økonomisk overkommelig ren energi og planlægge solidaritetsforanstaltninger i tilfælde af en gaskrise, og alle foranstaltningerne spillede en rolle med hensyn til at stabilisere EU's markeder. Samtidig vedtog medlemsstaterne en række foranstaltninger for at beskytte deres husholdninger og industrier mod konsekvenserne af høje og svingende energipriser.

Energipolitikken viste sig at være afgørende for at fremme energisystemernes omstilling til nulemission af CO2, samtidig med at energisikkerheden og prisoverkommeligheden blev opretholdt. Det er også en hjørnesten i EU's bestræbelser på at dekarbonisere økonomien, samtidig med at man sikrer den europæisk industris konkurrenceevne og en retfærdig omstilling for alle. I de seneste år har EU levet op til sine forpligtelser ved at træffe håndfaste foranstaltninger for at garantere sikkerhed og fremskridt i omstillingen til ren energi. EU har handlet i fællesskab for at opfylde målsætningerne i REPowerEU-planen med henblik på at opbygge et mere sikkert og dekarboniseret energisystem for alle europæere under geopolitiske forhold i hastig forandring.

Engrospriserne på elektricitet og gas er faldet betydeligt siden slutningen af 2022, men de er fortsat højere end før krisen. De højere priser har stadig en betydelig indvirkning på energiregningerne, navnlig for de mest sårbare husholdninger og virksomheder 24 . Stigningen i energiomkostningerne førte til højere energiudgifter, især for lavindkomsthusholdninger. På samme måde ses ikke længere et fald i energiomkostningernes andel i ‑energiintensive industrier. Den ændrede udvikling medførte betydelige udfordringer for de fleste energiintensive industrisektorer, til dels afbødet af deres egne bestræbelser på at forbedre energieffektiviteten samt af den offentlige støtte. Indvirkningen på hele EU's økonomi har også været betydelig med en væsentlig stigning i EU's regning for import af fossile brændstoffer, hovedsagelig som følge af kraftigt stigende gas- og oliepriser.

Krisen i 2021-2022 har allerede medført langvarige ændringer i EU's energisystem, begyndende med LNG, som nu tegner sig for en meget højere andel (~40 %) af gasimporten og erstatter russisk rørledningsgas. Den fremskyndede energiomstilling vil gradvist medføre yderligere ændringer i energiforsyningen og -efterspørgslen allerede i dette årti og bidrage til, at EU opnår en større uafhængighed af import af fossile brændstoffer, så EU i sidste ende opnår en lavere energiregning.

Udsigterne for energimarkedet for 2024-2025 er forbedret, men der er fortsat spændinger. De foranstaltninger, som medlemsstaterne og Kommissionen har truffet for at bekæmpe energikrisen 25 , bidrog væsentligt til forbedringerne. De høje energiprisers indvirkning på EU-industriens konkurrenceevne er dog fortsat en stor udfordring. EU er nødt til at reagere hurtigt på Mario Draghis og Enrico Lettas forslag om at styrke industriens konkurrenceevne. Desuden er EU nødt til fortsat at føre en aktiv handelspolitik, der bidrager til øget diversificering af udbuddet og økonomisk modstandsdygtighed.

EU er navnlig nødt til at fremskynde den udbredte vedtagelse af rene teknologier og energieffektivitetsforanstaltninger for at undgå kriser forårsaget af fossile brændstoffer i fremtiden. Teknologier såsom varmepumper og elektriske køretøjer vil sammen med prisfleksibelt elforbrug, energilagring samt tilstrækkelige netsammenkoblinger og en effektiv anvendelse heraf spille en vigtig rolle med hensyn til at beskytte husholdninger og industrier mod yderligere energichok. Med henblik på at bevare konkurrenceevnen er europæiske virksomheder, navnlig energiintensive industrier, nødt til fortsat at forbedre energieffektiviteten, øge fleksibiliteten med hensyn til prisfleksibelt elforbrug og vedtage dekarboniserede energiteknologier, mens EU arbejder på foranstaltninger, der skal gøre det muligt at udlede fordele af omstillingen gennem fortsatte investeringer i forskning og innovation, en ny udformning af elmarkederne og sikring af lige konkurrencevilkår på internationalt plan. EU bør også fortsat være engageret i at bekæmpe energifattigdom, beskytte sårbare forbrugere og sætte forbrugerne i stand til aktivt at deltage i den grønne omstilling ved at gennemføre politikker, der fremmer energieffektivitet, vedvarende energikilder og økonomisk overkommelige muligheder for ren energi.

(1)  Afhængigt af tilgængeligheden blev nogle benchmarks ajourført i september 2024 for at afspejle de seneste tilgængelige data.

(2) COM(2016)769 final, COM(2019)1 final, COM(2020)951 final og COM(2024)136.

(3) Undersøgelsen vil blive offentliggjort via Publikationskontoret.

(4) I nominelle termer er energipriserne højere end før krisen, men i reale termer (deflateret med prisindeks) ligger de tæt på realprisniveauet før krisen.

(5)  I Europa er gasfyrede kraftværker ofte den marginale teknologi, der fastsætter engrospriserne på elektricitet.

(6)  Der foreligger ingen data for Kina efter 2020.

(7) Priserne henviser til DD-forbrugskategorien i faste euro (EUR2023 betyder justeret for inflation med 2023 som basisår)

(8)  F.eks. i Ungarn, Malta og Bulgarien.

(9)  Den irske foranstaltning er særligt bemærkelsesværdig, hvor forbrugstilskuddet afbødede de høje engrosmarkedsprisers indvirkning på detailpriserne (via komponenten "Energi og forsyning" på 339 EUR/MWh i 2023).

(10)  DD-forbrugskategorien (Eurostat) anvendes som det vigtigste referencepunkt for denne sammenlignende analyse. I nogle medlemsstater kan et andet interval være det mest repræsentative.

(11)  ID-forbrugskategorien (Eurostat) er repræsentativ for mellemstore industrielle elforbrugervirksomheder. I gennemsnit falder 24 % af det samlede elforbrug til erhvervsformål i EU's medlemsstater inden for denne kategori.

(12)  EUR2023 betyder i 2023-euro (faste euro).

(13)   Baker Institute for Public Policy. (2023). Why is Europe not replacing Russian pipeline gas with long-term LNG contracts?

(14)  For Japan/Korea, Indien og Kina anvendes CIF-priserne for LNG som reference. Alle priser er EUR2023.

(15)  Eurostat rapporterer ikke detailpriser på gas for Cypern, Finland og Malta.

(16)  EUR2023 betyder i 2023-euro (reelle euro).

(17)  I3-forbrugskategorien (Eurostat) er SMV'er og mellemstore virksomheder med et forbrug på mellem 10 000 GJ og 99 999 GJ

(18)  I5-forbrugskategorien (Eurostat) er store virksomheder med et forbrug på mellem 1 000 000 GJ og 3 999 999 GJ

(19)  I denne rapport defineres husholdninger i første indkomstdecil som lavindkomsthusholdninger. Husholdninger med lav mellemindkomst ligger i den tredje indkomstdecil, og den femte indkomstdecil anvendes som en repræsentation af mellemindkomsthusholdninger. For de medlemsstater, hvor der kun foreligger kvintildata, anvendes første, anden og tredje indkomstkvintil.

(20)  Baseret på de seneste data fra husholdningsbudgetundersøgelsen.

(21) Kilde: EPAH (2024), undtagen for Rumænien og Kroatien (2022)

(22) 1 EUR/MWh for ikke-erhvervsmæssig brug, som erstattes af en minimumssats på 0,15 EUR/GJ eller 0,54 EUR/MWh for både erhvervsmæssig og ikke-erhvervsmæssig brug i henhold til den foreslåede revision af direktivet.

(23) De seneste tilgængelige tal er for 2020.

(24)

 Indvirkningen på SMV'er beskrives nærmere i SMV-repræsentantens rapport: SMEs and rising energy prices – First findings & recommendations

(25)  Disse foranstaltninger omfatter diversificering af udbuddet, reduktion af efterspørgslen, udvidelse af LNG-importkapaciteten, forpligtelser til at fylde gaslagre på forhånd, aggregering af efterspørgslen og fælles indkøb og foranstaltninger til håndtering af høje priser og volatilitet (f.eks. markedskorrektionsmekanisme, mekanisme til intradagsprisvolatilitet).