Danmarks første SMV-energiprisindeks

Hvad betaler danske virksomheder egentlig for strøm, og hvor ligger besparelserne?

Energiguide.dk Analyse | Februar 2026

Målgruppe: Virksomheder med 50.000-3.000.000 kWh årligt forbrug

---

Hovedkonklusioner

• Lokation alene kan betyde 25% forskel i din elregning. En virksomhed i Jylland betaler markant mindre end en tilsvarende i København.
• Nettariffer overstiger nu engrosomkostninger i spidsbelastning. Kl. 17-21 koster op til 10 gange så meget som om natten.
• 375 timer med negative priser i 2024. Du kan få penge for at bruge strøm, hvis du timer det rigtigt.
• Samlet besparelsespotentiale: 15-35% ved kombineret indsats.

---

Derfor mangler danske virksomheder et prisindeks

Lad os starte med det åbenlyse: Der findes ikke et samlet overblik over, hvad danske SMV'er faktisk betaler for strøm. Energistyrelsen og Forsyningstilsynet udgiver masser af rapporter, men de fokuserer næsten udelukkende på to grupper: storforbrugere over 100 GWh om året og private husholdninger.

Det efterlader omkring 389.000 danske virksomheder i et datamæssigt tomrum. Virksomheder der tilsammen bruger milliarder af kilowatt-timer årligt, ansætter 64% af den private arbejdsstyrke, og som betaler elregninger uden reel mulighed for at benchmarke sig mod andre i samme situation.

Denne rapport ændrer det. Vi har gravet i Energinets åbne API'er, Energistyrelsens registre, Forsyningstilsynets prisovervågning og en række EU-databaser for at sammenstykke det første samlede billede af, hvad det reelt koster at drive virksomhed i Danmark anno 2026.

Målgruppen er virksomheder med et årsforbrug mellem 50.000 og 3.000.000 kWh. Det dækker alt fra mindre produktionsvirksomheder til mellemstore industrivirksomheder. Og selvom rapporten har et særligt fokus på produktion, gælder mange af indsigterne på tværs af brancher.

---

Hvad strøm faktisk koster for erhverv i 2026

Engrosmarkedet er faldet til ro efter krisen. Gennemsnitsprisen i 2024 landede på 70,6 EUR/MWh i Vestdanmark (DK1) og 70,9 EUR/MWh i Østdanmark (DK2). Det er det laveste niveau siden 2020 og et fald på 67% fra toppunktet i 2022, hvor priserne ramte 215 EUR/MWh.

Men de lave gennemsnit dækker over voksende udsving. I december 2024 slog day-ahead priserne op i 395 EUR/MWh i perioder med lav vind. Og antallet af timer med negative priser satte rekord: 375 timer i DK1 og 275 timer i DK2.

Den fulde omkostningsstruktur

For en typisk SMV med 500.000 kWh årsforbrug ser den samlede elregning sådan ud:

Et par ting springer i øjnene. For det første udgør spotprisen kun knap halvdelen af den samlede regning. Resten er tariffer, afgifter og tillæg, som mange virksomheder slet ikke er opmærksomme på varierer markant.

For det andet betaler momsregistrerede virksomheder reelt kun 0,4 øre/kWh i elafgift efter godtgørelse. Det er en kæmpe forskel fra virksomheder uden momsregistrering, der betaler de fulde 72,7 øre/kWh (2025-sats). Fra 2026-2027 falder elafgiften dog til EU-minimumssatsen på 0,8 øre/kWh for alle.

---

Det regionale prisgab, ingen taler om

Her kommer rapportens måske mest overraskende indsigt: Hvor i Danmark din virksomhed ligger, har enorm betydning for din elregning. Ikke på grund af spotprisen, som er ens inden for hvert prisområde, men på grund af nettarifferne.

Med indførelsen af Tarifmodel 3.0 i 2024 har alle netselskaber indført tidsdifferentierede tariffer. Det betyder, at prisen varierer dramatisk henover døgnet, og at forskellen mellem netselskaber er blevet endnu tydeligere.

Nettariffer på tværs af netselskaber (2025)

Download komplet tabel over nettariffer (PDF) _

Læs tallene en gang til. En virksomhed på Bornholm betaler næsten tre gange så meget i nettarif i spidsbelastning som en virksomhed i Midtjylland. Det er ikke småpenge.

Hvad det betyder i kroner og øre

For en virksomhed med 100.000 kWh årsforbrug betyder placeringen alene en forskel på cirka 21.000 kr. mellem Jylland og København. Sammenligner man med Bornholm, vokser forskellen til omkring 47.000 kr. om året.

Det er selvfølgelig ikke et argument for at flytte virksomheden. Men det er et argument for at være opmærksom på, at nettariffen ofte fylder mere end spotprisen, og at optimering af forbrugstidspunkt kan have stor effekt.

Energinets transmissionstariffer er til gengæld ens over hele landet: 13,5 øre/kWh i 2025, en stigning på 8% fra året før.

---

Den nye volatilitet, og hvad den betyder for dig

Noget har ændret sig fundamentalt på det danske elmarked. Da PICASSO-balancemarkedet gik i luften 2. oktober 2024, introducerede det en helt ny type prisudsving.

Mens day-ahead priserne er stabiliseret, er balanceringspriserne eksploderet. Den 12. februar 2025 ramte aFRR-prisen (automatisk frekvensgenopretning) 4.618 EUR/MWh. Det er over 65 gange det normale engrosniveau.

Negative priser er blevet hverdag

I 2024 havde vi 375 timer med negative elpriser i Vestdanmark og 275 timer i Østdanmark. Det er en stigning på 27% fra 2023. Det sker primært, når vinden blæser kraftigt, solen skinner, og efterspørgslen er lav, typisk i weekender.

Danmarks elproduktion kommer nu fra 84% vedvarende kilder (59% vind, 11% sol). Det driver fænomenet med negative priser, og det bliver kun mere udtalt i takt med udbygningen af havvind.

Spredningen mellem dag og nat

Forskellen mellem nettariffer om natten og om aftenen er nu op til 35 øre/kWh. Kombinerer man det med spotprisvariation, kan den totale forskel mellem billigste og dyreste time nå 50-200+ øre/kWh i volatile perioder.

Private husholdninger har allerede reageret. Data viser et tydeligt skifte fra 2020 til 2023, med markant fald i spidsbelastning og stigning i natforbrug. Erhvervslivet halter bagefter.

Hvad kommer der mere af

Nye ubalanceprisregler trådte i kraft 18. marts 2025, som kobler PICASSO aFRR-priser direkte til ubalanceafregningen. Energinet forventer, at behovet for balanceringskapacitet fordobles inden 2030. Med andre ord: Volatiliteten er kommet for at blive.

---

Brancheprofiler og forbrugsmønstre

Danmarks erhvervsliv bruger tilsammen cirka 18,4 TWh el om året. Produktionssektoren står for 8,1 TWh, mens service og handel tegner sig for 9,5 TWh. Men forbrugsprofilerne varierer markant, og det har stor betydning for, hvilke optimeringsmuligheder der er relevante.

Produktion og industri

Produktionssektoren tegner sig for 26% af det nationale elforbrug. Elektricitetsandelen af sektorens samlede energiforbrug er steget fra 27,1% i 1990 til 34,5% i dag, drevet af elektrificering og automatisering.

Forbrugsprofilen afhænger af driftsformen. Kontinuerlig produktion med flerholdsskift har relativt flad belastning hen over døgnet, mens enkeltholdsproduktion følger klassisk 06-18 mønster. Energiintensiteten er faldet med 64% siden 1990 gennem effektiviseringer.

Detail og service

Detailhandel alene bruger 4,86 TWh el årligt. De store strømslugere er køling (14% af kommercielt elforbrug), belysning og klimaanlæg. Servicebygninger viser den skarpeste døgnvariation med 40-50% lavere forbrug i weekender end på hverdage.

Landbrug

Landbruget (6,0 TWh) har det højeste fleksibilitetspotentiale for tidsstyret forbrug. Forskning viser, at landbruget kan tjene på time-of-use tariffer på grund af flytbare belastninger som vanding, korntørring og klimastyring. Sæsonvariationen følger vækstsæsonen med spidser i opvarmning af stalde om vinteren og korntørring efter høst.

Typiske energinøgletal

---

Danmark i europæisk perspektiv

Danske husholdninger betaler den tredjehøjeste elpris i EU. Men for erhverv ser billedet anderledes ud, fordi virksomheder får afgiftsgodtgørelse og kan trække momsen fra.

For SMV'er i det relevante forbrugsbånd (500-2.000 MWh årligt) ligger danske priser tæt på EU-gennemsnittet på 0,19 EUR/kWh. Men variationen er enorm.

Det interessante er, at danske husholdninger betaler EU's højeste afgiftsandel (47,7% af prisen), mens erhvervslivet slipper billigere. Før energikrisen i 2019 betalte dansk industri cirka 0,08 EUR/kWh, under EU-gennemsnittet på 0,12 EUR/kWh.

---

Konkrete optimeringsmuligheder

Kombinationen af tidsdifferentierede tariffer, volatile spotpriser og nye fleksibilitetsmarkeder skaber flere veje til at reducere elomkostningerne. Her er de vigtigste.

1. Tidsstyring af forbrug

Den mest tilgængelige besparelse. At flytte forbrug fra spidslast (17-21) til lavlast (21-06) udnytter nettarifforskelle på op til 35 øre/kWh plus spotprisforskelle. Brancher med højt fleksibilitetspotentiale inkluderer kølelagre, HVAC-systemer, vandpumper og opladning af elbilflåder.

Forskning viser, at lastflytning fra termostatiske belastninger er mere profitabelt end deltagelse i mFRR-markedet i Danmark.

2. Deltagelse i fleksibilitetsmarkeder

Gennem aggregatorer kan SMV'er nu tilgå indtægter fra regulerkraftmarkeder, som tidligere var forbeholdt store producenter. Minimumsbud for FCR er reduceret til 1 MW (fra 10 MW), hvilket gør aggregeret deltagelse muligt.

Selskaber som Sympower og Centrica Business Solutions formidler kommerciel demand response, typisk med en indtægtsfordeling på 70-80% til kunden. For en virksomhed med fleksibelt forbrug kan det betyde 2.000-15.000 kr. årligt i ekstra indtægter.

3. Energieffektiviseringer med tilskud

Erhvervspuljen giver op til 50% tilskud til energibesparelsesprojekter, med 3,9 mia. kr. afsat frem til 2029. Projekter med høj ROI inkluderer LED-belysning (1-3 års tilbagebetalingstid), varmepumper (3-7 år) og frekvensomformere på motorer (2-4 år).

4. Kontraktoptimering

Markedet har skiftet markant efter energikrisen. Omkring 50% af erhvervskunder er nu på spotprisaftaler (stigende), mens fastprisaftaler er faldet til 30-35% på grund af begrænset udbud. En populær hybridstrategi kombinerer 50% spot med 50% fastpris for at balancere risiko og besparelsespotentiale.

Samlet besparelsespotentiale

---

Hvad vi ved om fremtiden

Prisforventningerne for 2025-2027 peger på baseload-priser i intervallet 40-65 EUR/MWh, men med betydelig usikkerhed fra vejrmønstre, forbindelseskapacitet og accelererende elektrificering.

Viking Link-effekten

Den 1,4 GW-forbindelse til UK, som blev idriftsat i december 2023, forventes at øge DK1-priserne med cirka 3,70 EUR/MWh i 2025. Effekten aftager til omkring 0,50 EUR i 2028, efterhånden som markedet tilpasser sig.

Infrastrukturudbygning

De store projekter på tegnebrættet inkluderer Bornholms Energiø med 3 GW havvind inden 2030 (645 mio. EUR EU-støtte sikret), et nationalt mål om 14 GW offshore vind i 2030 (realistisk forventning ifølge Rystad: 9 GW), og Siemens Energys kontrakt på 10,5 mia. kr. for 50 nye transformerstationer over 8 år.

Datacentrenes indtog

En ofte overset faktor: Datacentre forventes at udgøre 15% af dansk elforbrug i 2030, op fra under 1% i dag. Det vil ændre efterspørgselsmønstre og potentielt forværre kapacitetsproblemer i visse områder.

Forsyningsrisiko på horisonten

Nordic Credit Rating advarer om, at Danmark kan stå over for forsyningsunderskud i 2026-2027, hvis planlagte vedvarende energiprojekter ikke når i mål til tiden. Det understreger vigtigheden af fleksibilitet, både i forbrug og kontrakter.

---

Konklusion: Tre ting du bør gøre nu

Det danske SMV-elmarked byder på en paradoks: Normaliserede engrospriser dækker over voksende kompleksitet i nettariffer, regionale forskelle og nye volatilitetskilder.

De 97 øre/kWh, som en typisk virksomhed med 500.000 kWh betaler, skjuler omkostningsforskelle på 25% eller mere baseret på placering alene. En virksomhed i Jylland betaler markant mindre end en tilsvarende i København, og Bornholm står med de højeste tariffer.

1. Forstå din nettarif

Nettariffer overstiger nu engrosomkostninger i spidsbelastning. Tidsvinduet 17-21 koster op til 10 gange så meget som natten. Kortlæg dit forbrugsmønster og identificér, hvad der kan flyttes.

2. Udnyt din placering, eller kompenser for den

Regional tarifforskelle er reelle og betydelige. Hvis du ligger dyrt, er optimering af forbrugstidspunkt endnu mere afgørende. Hvis du ligger billigt, har du en konkurrencefordel, de fleste overser.

3. Se fleksibilitet som et aktiv

Med PICASSO-balancemarkedets priser på over 4.000 EUR/MWh og rekordmange timer med negative engrospriser er fleksibelt forbrug ikke længere bare en besparelse, men en potentiel indtægtskilde. Aggregatorer leder aktivt efter virksomheder med flytbart forbrug.

---

Elafgiftens fald til EU-minimum i 2026-2027 giver alle virksomheder en lettelse. Men den reelle konkurrencefordel ligger i at forstå ens sektor-specifikke forbrugsprofil, udnytte regionale tarifstrukturer og deltage aktivt i den fleksibilitetstransition, der omformer de nordiske elmarkeder.

---

Om denne rapport

Denne analyse er udarbejdet af Energiguide.dk baseret på offentligt tilgængelige data fra Energidataservice.dk, Energistyrelsen, Forsyningstilsynet, Danmarks Statistik og EUROSTAT.

Data er indsamlet i januar 2026. Rapporten opdateres løbende, efterhånden som nye tal bliver tilgængelige.