Spaniens elplan til 9 mia. euro rammer forkert

I sidste uge godkendte EU-Kommissionen en spansk kapacitetsmekanisme på 9 mia. euro, som skal betale kraftværker for at stå klar, når elforbruget topper. Spanien anmeldte ordningen til Bruxelles i december 2024, men blackoutet i april 2025, hvor 50 millioner mennesker mistede strømmen, satte politisk fart på sagen. Den tekniske undersøgelse pegede på spændingsustabilitet. Problemet lå i styringen af nettet, ikke i mangel på elproduktion. Kapacitetsbetalinger løser ikke den fejl.

Hvad ingeniørerne faktisk fandt

Da Spaniens elnet kollapsede 28. april 2025, havde landet mere end nok produktionskapacitet til at dække efterspørgslen. ENTSO-E, organisationen der koordinerer Europas elnet, brugte en 472 sider lang undersøgelse på at kortlægge fejlen. Gasfyrede kraftværker leverede ikke den reaktive effekt, altså den elektriske ydelse der holder spændingen stabil, selv om de efter kontrakten skulle gøre det. Solcelleanlæg arbejdede efter årtier gamle regler og kunne derfor ikke bidrage til spændingsstyringen, selv om teknologien var i stand til det.

Ingen af ENTSO-E’s 21 anbefalinger nævner kapacitetsmekanismer. Clean Air Task Force peger på, at sådanne ordninger ikke er rettet mod de spændingsydelser, der svigtede. Den nye mekanisme på 9 mia. euro sikrer kun, at der findes nok megawatt på papiret. Den siger intet om, hvorvidt nettet kan styre dem i realtid.

Hvem får pengene, hvem betaler regningen

Programmets årlige omkostning på 900 mio. euro (El País, Concurrences) ender på elregningen som en reguleret afgift. Ifølge regeringens beregninger vil det koste en almindelig husstand på standardtarif omkring 4 eurocent om dagen. De selskaber, der vinder de konkurrenceudsatte auktioner hos netoperatøren Red Eléctrica, modtager betalingen.

De etablerede energiselskaber står stærkest. Iberdrola, Naturgy og Endesa tjente 4,25 mia. euro i første kvartal 2026, 27,2 % mere end året før, blandt andet løftet af nødtiltag efter blackoutet, som gav gasproduktion forrang.

Prisforskellen på netop den ydelse, der svigtede, viser skævheden. Gasfyrede kraftværker får 100-200 euro per leveret enhed spændingsstyring, mens vedvarende energi modtager omkring 1 euro. Spaniens energiregulator foreslog at fordoble betalingen til vedvarende energi til 2 euro. Solbranchen krævede 50 euro.

Spanien er ikke alene om fejldiagnosen

I det seneste årti er mere end to tredjedele af omkring 87 mia. euro i europæiske kapacitetsbetalinger gået til termiske kraftværker, ifølge Aurora Energy Research. Udgifterne stiger. Ifølge ACER, EU’s energitilsynsmyndighed, ligger de samlede EU-omkostninger nu på 6,5 mia. euro om året, 40 % mere på et år. Tyskland udformer sin egen mekanisme, hvor German New Energy Economy Association vurderer, at regningen kan nå 340-435 mia. euro frem mod 2050. Ifølge Bruegel varierer auktionspriserne mere end tifold mellem medlemslandene. Det tyder på, at politisk hastværk ofte vejer tungere end teknisk dokumentation.

Billigere og mere præcise løsninger er allerede i gang. Spanien opdaterede i 2025 sin netkode, det tekniske regelsæt for hvordan kraftværker kobles på nettet, så vedvarende energi kan bidrage til spændingsstyring. I april 2026 var 14,5 GW tilmeldt ordningen, heraf 6 GW vedvarende energi. Batterikapaciteten er vokset 589 % siden blackoutet. Markedet bevægede sig uden et skub på 9 mia. euro.

Spanien har ændret netreglerne for at løse det tekniske problem. Samtidig bruger landet 9 mia. euro på at løse et politisk. Forbrugerne betaler for begge dele.