EI R2010:27. Bedömning av gasnätsföretagens tariffintäkter år 2009

(1)

EI R2010:27

Bedömning av

gasnätsföretagens

tariffintäkter år 2009

(2)

Energimarknadsinspektionen Box 155, 631 03 Eskilstuna

Energimarknadsinspektionen R2010:27 Författare: Anders Falk

Copyright: Energimarknadsinspektionen Rapporten är tillgänglig på www.ei.se Tryckt av CM Gruppen Bromma, Sverige, 2011

(3)

Förord

Energimarknadsinspektionen (EI) är tillsynsmyndighet över marknaderna för el, naturgas och fjärrvärme. Detta innebär bland annat att EI granskar skäligheten i gasnätsföretagens tariffer för överföring samt lagring av naturgas till konsumenter och näringsverksamheter.

EI tog i samband med rapporten ”Tillsynsmetod för överföring och lagring av naturgas i Sverige” (EI R2008:16) fram en grundläggande metod för förhands‐

prövning av gasnätstariffer. I den efterföljande rapporten ”Tillsynsmetod för överföring och lagring av naturgas i Sverige – steg 2 fördjupade metodstudier”

(EI R2009:17) vidareutvecklade EI hur förhandsprövningen kan genomföras.

Tidpunkten för förhandsprövningens införande har EI tidigare angett till år 2011.

Denna tidpunkt har nu modifierats med anledning av att det för närvarande bereds ett förslag om kompletteringar av naturgaslagen (2005:403) med regler om förhandsprövning inom regeringskansliet.

I denna rapport granskas 2009 års tariffer genom att gasnätsföretagens intäkter för år 2009 har jämförts med av EI beräknade intäkter för 2009. Intäkterna har beräk‐

nats i huvudsak enligt de metoder som har utvecklats för förhandsprövningen av gasnätstariffer. Grunden för granskningen är de uppgifter som återfinns i gasnäts‐

företagens Årsrapporter för år 2009.

Slutligen har EI också granskat gasnätsföretagens tariffmodeller mot bakgrund av de metodgodkännanden som EI tidigare lämnat.

Eskilstuna, mars 2011

Yvonne Fredriksson

Generaldirektör Anders Falk

Projektledare

(4)

Sammanfattning

Gasnät bedrivs i praktiken i monopol. EI är tillsynsmyndighet enligt naturgaslagen och ska säkerställa att gasnätskunderna får skäliga avgifter för överföringen av gas i naturgassystemet. Inom ramen för detta uppdrag granskar EI bl.a.

gasnätstariffernas skälighet. EI granskar också att företagen efterlever de

metodgodkännanden som tillsynsmyndigheten fattat avseende utformningen av gasnätstarifferna. Metodgodkännanden har lämnats om metoderna kan antas leda till att överföringstariffen eller anslutningsavgifterna är objektiva och icke‐

diskriminerande.

Under år 2010 har EI utarbetat en granskningsmetod som sedan använts för att granska 2009 års gasnätstariffer. EI:s granskning har omfattat samtliga sex gasnätsföre‐

tags nio redovisningsenheter. Av dessa nio redovisningsenheter är två transmissions‐

verksamheter, fem distributionsverksamheter och två lagringsverksamheter.

EI inledde granskningen med att jämföra gasnätsföretagens intäkter i Årsrapport‐

erna för år 2009 med en av EI beräknad intäkt. Syftet med jämförelsen har varit att sortera fram de företag som EI bör granska närmare. För att beräkna denna intäkt har EI i huvudsak utgått från den metod och de principer som utvecklats för bedöm‐

ning av en skälig intäktsram vid en förhandsprövning. Dessa principer finns

beskrivna i rapporterna Tillsynsmetod för överföring och lagring av naturgas i Sverige (EI R2008:16) och Tillsynsmetod för överföring och lagring av naturgas i Sverige, steg 2 (EI R2009:17). Intäkten som beräknas med EI:s metod baserar sig på en beräknad summa av kapitalkostnader och löpande kostnader. Till grund för beräkningen ligger upp‐

gifter i företagens Årsrapporter för år 2009 samt viss kompletterande information.

EI:s analys visar att sju av nio redovisningsenheter har intäkter som understiger den beräknade intäkten. För fem av dessa redovisningsenheter har EI valt att inte gå vidare med någon ytterligare granskning av gasnätstarifferna för år 2009. EI avser att genomföra en fördjupad granskning av fyra redovisningsenheter. Två av redovisningsenheterna överskrider den beräknade intäkten. Det är E.ON Gas Sverige AB:s redovisningsenhet för transmission och Göteborg Energi Gasnät AB:s redovisningsenhet för distribution. För Swedegas AB:s två redovisningsenheter avseende transmission och lagring föreligger det skäl att fortsätta granskningen på grund av vissa oklarheter i redovisningsunderlaget.

Under den fördjupade granskningen kommer EI att analysera de företagsspecifika förutsättningarna närmare för att kunna ta ställning till skäligheten i gasnätsföre‐

tagens intäkter. Skäligheten i intäkten kommer också att bedömas mot bakgrund av hur intäkten har utvecklat sig och utvecklar sig över en längre period. EI avser att ta slutlig ställning för år 2009 avseende de ovan nämnda fyra redovisnings‐

enheterna först när EI kunnat följa och analysera utvecklingen av intäkterna också för åren 2010‐2012, dvs. för den period som återstår innan en förhandsprövning av gasnätstarifferna kan komma att införas. EI avser också genomföra granskningen av gasnätsföretagens intäkter för åren 2010, 2011 och 2012 med den metod som redovisas i denna rapport.

(5)

Under år 2010 har EI följt upp om de godkända metoderna för utformning av över‐

föringstariffer och anslutningsavgifter har tillämpats vid utformningen av företa‐

gens tariffer och avgifter. Uppföljningen har genomförts genom telefonkontakt med naturgasnätsföretagen och genom en avstämning av de godkända tariffty‐

perna mot de tarifftyper som finns publicerade på företagens hemsidor. Denna uppföljning har inte föranlett någon erinran från EI:s sida. Gasnätsföretagen ska även i fortsättningen, så länge lagstiftningen har sin nuvarande utformning, ansöka om metodgodkännande om de har för avsikt att ändra sina metoder för att utforma tariffen eller avgiften.

(6)

Innehåll

1 Inledning... 11

1.1 Bakgrund...11

1.2 Syfte ...12

1.3 Förhandsprövning av gasnätstariffer...12

1.4 Projektets arbetssätt och organisation...13

2 Gasnätsföretag i Sverige som överför och lagrar gas ... 14

2.1 Gasnätsföretagen och redovisningsenheter ...14

2.2 Naturgasnätets framväxt och koncentration i Sverige...14

2.3 Naturgassystemets principiella uppbyggnad i Sverige...15

2.4 Användningen av naturgas i Sverige...15

2.5 Försörjningstryggheten ...16

3 Uppföljning av metodgodkännande av gasnätstariffer ... 18

3.1 Bakgrund och legala förutsättningar...18

3.2 Godkännande av metoder för utformning av tariffer och avgifter...18

3.3 Genomförd uppföljning av godkända metoder ...19

4 Metod för granskning av gasnätsföretagens intäkter år 2009 ... 20

4.1 Allmänt...20

4.2 Samlade intäkter...21

4.3 Beräkning av intäkter med EI:s metod...21

4.3.1 Uppgifter till grund för beräkningen av intäkten...21

4.3.2 Beskrivning av metoden för granskning av 2009 års intäkter. ...21

4.3.3 Beräkning av kapitalkostnader ...22

4.3.4 Beräkning av löpande kostnader ...24

4.4 Avkastning på investeringar i gasnätet ...26

4.5 Intäkter som understiger beräknade intäkter ...27

4.6 Intäkter som överstiger beräknade intäkter ...27

5 Granskning av 2009 års intäkter... 28

5.1 Inledning ...28

5.2 E.ON Gas Sverige AB, Transmission REN00599 ...29

5.2.1 Allmänt om redovisningsenheten ...29

5.2.2 Särskilda omständigheter ...29

5.2.3 Beräkning av E.ON Gas Sverige AB:s intäkter från transmission...30

5.3 E.ON Gas Sverige AB, Distribution REN00598 ...31

5.3.3 Beräkning av E.ON Gas Sverige AB:s intäkter från distribution...32

5.4 E.ON Gas Sverige AB, Lagring REN00868 ...32

5.4.2 Beräkning av E.ON Gas Sverige AB:s intäkter från lagring...33

5.5 Göteborg Energi Gasnät AB, Distribution REN00606...34

(7)

5.5.3 Beräkning av Göteborg Energi Gasnät AB:s intäkter från distribution...35

5.6 Lunds Energi AB, Distribution REN00327 ...36

5.6.2 Beräkning av Lunds Energi AB:s intäkter från distribution ...36

5.7 Swedegas AB, Transmission REN00604 ...37

5.7.3 Beräkning av Swedegas AB:s intäkter från transmission ...38

5.8 Swedegas AB, Lagring REN00605 ...38

5.8.3 Beräkning av Swedegas AB:s intäkter från lagringsverksamhet...39

5.9 Varberg Energi AB, Distribution REN00329 ...40

5.9.3 Beräkning av Varberg Energi AB:s intäkter från distribution ...40

5.10 Öresundskraft, Distribution REN00859 ...41

5.10.3 Beräkning av Öresundskrafts AB:s intäkter från distribution ...41

5.11 Sammanfattning ...42

6 Analys och slutsatser... 43

6.1 Användbarheten i tillämpade metoder...43

6.2 Överliggande nät...43

6.3 Anpassning av Årsrapporterna ...45

6.4 Uppföljningen av metodgodkännande...45

Bilaga 1 Formler för beräkning av gasnätsföretagens intäkter enligt metoden... 46

Formler för beräkning av 2009 års intäkter...46

Beräkning av nuanskaffningsvärde (NUAK) ...46

Beräkning av kapitalkostnad som real annuitet för år 2009 ...47

Beräkning av löpande kostnad för år 2009 ...47

Beräkning av påverkbara löpande kostnad för år 2009 ...47

Beräkning av opåverkbar löpande kostnad för år 2009 ...48

Beräkning av löpande kostnader för år 2009...48

Beräkning av intäkter för år 2009 ...48

Redovisningsenheternas beräknade intäkter stäms av mot deras faktiska intäkter...48

Avstämning av beräknade intäkter mot faktiska intäkter...48

Bilaga 2 Beräkningsunderlag i tabellform för beräkning av gasnätsföretagens intäkter enligt metoden ... 49

1.1 E.ON Gas Sverige AB, Transmission REN00599 ...50

1.1.1 Underlag för beräkning av kapitalkostnad i tkr ...50

1.1.2 Underlag för beräkning av löpande kostnader i tkr ...51

1.1.3 Utfall enligt EI:s metod år 2009 ...52

1.2 E.ON Gas Sverige AB, Distribution REN00598 ...53

1.2.2 Underlag för beräkning av löpande kostnader...54

1.3 E.ON Gas Sverige AB, Lagring REN00868 ...56

(8)

1.4 Lunds Energi ...59

1.5 Göteborg Energi Gasnät AB, Distribution REN00606...62

1.6 Swedegas AB, Transmission REN00604 ...65

1.7 Swedegas AB, Lagring REN00605 ...68

1.8 Varberg Energi AB, Distribution REN00329 ...71

1.9 Öresundskraft, Distribution REN00859 ...74

Bilaga 3 Tabell SCB Sammanvägt gasindex E-84 ... 77

Bilaga 4 ICECAPITAL:s rapport WACC NATURGAS, 2009-2014 länk samt tabell kalkyl-ränta ... 78

Bilaga 5 Referensgruppens sammansättning ... 79

(9)

Tabellförteckning

Tabell 1 Gasnätsföretag och redovisningsenheternas verksamhetsområden ... 14

Tabell 2 Tabellen redovisar de ingående komponenter i de avtalsformerna/tarifftyperna som godkändes under år 2005 Källa: Statens energimyndighet ... 19

Tabell 3 Kalkylränta enligt WACC‐metoden ... 24

Tabell 4 Reglermässig indelning av anläggningskomponenter och avskrivningstider... 24

Tabell 5 Redovisningen av löpande påverkbar kostnad... 26

Tabell 6 Redovisning av opåverkbara löpande kostnader ... 26

Tabell 7 Redovisning av löpande kostnader ... 26

Tabell 8 Tabellindelning vid beräkning av redovisningsenheternas intäkter för år 2009... 28

Tabell 9 Uppgifter ur den särskilda rapporten, år 2009 ... 29

Tabell 10 Sammanställning av underlag från Årsrapporterna och kompletteringar.... 30

Tabell 12 Sammanställning av underlag från Årsrapporterna och kompletteringar från företaget... 32

Tabell 27 Indexsammanställning för transmission och distribution av naturgas ... 77

Tabell 28 Sammanställning ICECAPITAL:s redovisning av kalkylräntor för åren 2009‐2014 ... 78

(10)

Figurförteckning

Figur 1 Ledningslängd i km fördelat på olika redovisningsenheter... 15 Figur 2 Överförd energimängd i TWh för varje gasnätsföretags redovisningsenhet ... 16 Figur 3 Schematisk bild som visar gasnätets struktur med under‐ och överliggande

nät... 44 Figur 4 Fördelning av de löpande kostnaderna på påverkbara kostnader och

kostnader för överliggande nät ... 44 Figur 5 Gasnätsföretagens kostnader för överliggande nät jämfört med överförd

energi ... 45

(11)

1 Inledning

1.1 Bakgrund

EI är tillsynsmyndighet enligt naturgaslagen (2005: 403). I detta uppdrag ingår bl.a.

att granska gasnätsföretagens tariffer.

Den som bedriver överföring av naturgas får inte börja tillämpa sin överföringsta‐

riff förrän de metoder som ligger till grund för utformandet av tariffen har god‐

känts av EI. Detsamma gäller för avgifter och övriga villkor för anslutning av andra naturgasledningar, lagringsanläggningar och förgasningsanläggningar.

Reglerna om anslutning omfattar även återinkoppling av en befintlig

naturgasledning, ändring av den avtalade kapaciteten i anslutningspunkten samt ändring av tiden för överföringen. Godkännande ska lämnas om metoderna kan antas leda till att överföringstarifferna eller anslutningsavgifterna blir objektiv och icke‐diskriminerande.

Statens energimyndighet och därefter EI har beslutat om metodgodkännande av naturgasnätsföretagens nättariffer. Det senaste metodgodkännandet beslutades av EI under år 2009.

Skäligheten i tarifferna granskas av EI årligen i efterhand med stöd av 6 kap. 2 § naturgaslagen: ”Tariffer för överföring och lagring av naturgas samt för tillträde till en förgasningsanläggning skall vara skäliga, objektiva och icke‐diskriminerande.”

Kravet på skälighet hänför sig till de totala intäkterna från verksamheten och syftar till att förhindra att lednings‐ eller anläggningsinnehavarna utnyttjar sin monopol‐

ställning genom att ta ut oskäliga monopolvinster (prop. 2004/05:62 s. 228). Denna granskning har skett genom att EI har granskat Årsrapporterna för varje redovis‐

ningsenhet. Årsrapporterna består av en ekonomisk redovisning som ska granskas av en revisor. I bilaga till Årsrapporten finns en särskild rapport med uppgifter för att kunna jämföra olika överförings‐ och lagringsverksamheter.¹ Varje redovis‐

ningsenhet ska upprätta ett anläggningsregister som sedan ska hållas aktuellt.² Anläggningsregistret ska, enligt god redovisningssed, innehålla uppgifter om anskaffningstidpunkt, anskaffningsvärde, avskrivningsplan och årets planenliga och ackumulerade planenliga avskrivningar. EI får meddela närmare föreskrifter om hur egna och leasade anläggningstillgångar ska specificeras samt vilka upp‐

gifter som ska ingå i den särskilda rapporten.³

1 6 § Förordning (2006:1051) om redovisning och revision av överföring av naturgas, lagring av naturgas och drift av förgasningsanläggning.

(12)

1.2 Syfte

I denna rapport redovisas en metod för granskning av intäkterna från gasnätstarif‐

ferna. Med metoden har EI beräknat 2009 års intäkter och därefter jämfört företa‐

gets redovisade intäkter för år 2009. Eftersom metoden är en schabloniserad beräk‐

ning vidtar en fördjupad granskning om intäkten är högre än vad metoden med‐

ger. En fördjupad granskning medför inte att intäkten behöver vara oskäligt hög per automatik utan har till avsikt att mer ingående avgöra om så är fallet. Detta sker genom att EI öppnar ett ärende om tillsyn för fördjupad granskning. Den för‐

djupade granskningen beskrivs inte närmare i denna rapport.

Granskningen av gasnätstarifferna åren 2010, 2011, 2012 kommer att genomföras på samma sätt som granskningen för år 2009. På så vis skapas också förutsägbarhet för gasnätsföretagen och kunderna om hur granskningen av skäligheten i nättarif‐

ferna kommer att genomföras fram till dess att regering och riksdag fattar beslut om förhandsprövning av gasnätstariffer ska införas eller inte.

Syftet med rapporten är slutligen också att redovisa EI:s uppföljning av de metod‐

godkännanden som EI lämnat enligt 6 kap. 5 § naturgaslagen.

1.3 Förhandsprövning av gasnätstariffer

Sedan år 2008 har EI utrett hur förhandsprövning kan införas för naturgastariffer.

Under arbetets gång har metoder för förhandsprövningen tagit form.

I rapporten Tillsynsmetod för överföring och lagring av naturgas i Sverige (EI R2008:16) bedömde EI att en förhandsprövning borde kunna införas utan ytterligare lagstift‐

ning. Men senare med anledning av att ett mycket omfattande regelverk för för‐

handsprövning av elnätstariffer infördes i ellagen (1997:857) i juni 2009, utvärde‐

rade EI denna fråga på nytt.

I rapporten Tillsynsmetod för överföring och lagring av naturgas i Sverige, steg 2 (EI R2009:17) beskrev EI vilka för‐ och nackdelar som införandet av en förhandspröv‐

ning skulle få utan uttryckligt stöd i naturgaslagen. EI konstaterade att även om det inte fanns några uttryckliga hinder mot förhandsprövning av gasnätstariffer så skulle förhandsprövningen inte kunna få en ändamålsenlig utformning då intäkts‐

ramar bl.a. inte skulle kunna omprövas om inte naturgaslagen kompletteras.

Sammanfattningsvis bedömde EI således att införandet av förhandsprövning borde avvaktas till dess att lagstiftningen kompletterats.

För att öka förutsägbarheten för företagen och tryggheten för kunderna har EI övervägt att redovisa indikativa intäktsramar på förhand för en tillsynsperiod om fyra år men fatta beslut om intäktsram i efterhand. På så vis skulle tillsynen också efterlikna en förhandsprövning. Den indikativa intäktsramen skulle innehålla information om vad EI ansåg vara en skälig högsta intäktsram.

(13)

I regleringsbrevet för år 2010 har EI haft uppdraget att utreda hur naturgaslagen kan harmoniseras med ellagen i det avseendet att förhandsprövning av gasnäts‐

tariffer kan införas. EI har redovisat uppdraget genom rapporten Förhandsprövning av gasnätstariffer (EI R2010:14). I rapporten föreslår EI att naturgaslagen i allt väsentligt får samma utformning som ellagen avseende förhandsprövning. EI föreslår också att första tillsynsperioden börjar år 2013, dvs. så fort det bedömts rimligt att anta att ny lagstiftning kan träda i kraft.

Under år 2010 har EI fortsatt att utvärdera förutsättningarna för att bl.a. värdera gasanläggningar till nuanskaffningsvärde med normvärden i enlighet med vad som gäller för elnätsanläggningar. De anläggningar som finns i naturgassystemet har kartlagts och synpunkter har inhämtas från gasbranschen och andra intres‐

senter. Den slutsats som EI har dragit från detta utredningsarbete är dock att normvärden bara kan tas fram med en mycket stor arbetsinsats från företagen och EI. Efter samråd med gasbranschen har EI därför bedömt att en sådan arbetsinsats för närvarande inte är rimlig. I denna rapport har EI i stället valt att nuanskaff‐

ningsvärdera gasnätsanläggningar utifrån historiska anskaffningsvärden⁴. Under år 2010 har EI också beslutat att överge den tidigare planerade inriktningen med s.k. indikativa intäktsramar. Istället kommer EI att, fram till dess att en för‐

handsprövning kan införas, följa upp gasnätstariffernas skälighet i efterhand genom den granskningsmetod som beskrivs i denna rapport.

1.4 Projektets arbetssätt och organisation

Arbetet har utförts av en projektgrupp inom EI med följande sammansättning:

analytikern Anders Falk (projektledare), analytiker Semira Pandur och verksjurist Johan Roupe.

Under projektet har samtliga naturgasnätsföretag besökts. Syftet med besöken har varit att diskutera för‐ och nackdelar med att använda uppgifter i Årsrapporterna som grund för att beräkna redovisningsenheternas intäkter.

Projektgruppen har löpande inhämtat synpunkter från en referensgrupp (se bilaga 5).

Referensgruppen har använts i syfte att kvalitetssäkra arbetet som skett inom ramen för projektet. Referensgruppen har haft sju gemensamma möten och två arbetsgruppsmöten.

4 Metoden beskrivs närmare i rapporten Tillsynsmetod för överföring och lagring av naturgas i Sverige – steg 2 (EI R2009:17).

(14)

2 Gasnätsföretag i Sverige som överför och lagrar gas

Under år 2009 har sex företag med nio stycken redovisningsenheter bedrivit gas‐

nätsverksamhet i Sverige. Dessa har redovisat sin verksamhet i Årsrapporter till EI.

Två stycken redovisningsenheter bedriver transmissionsverksamhet, fem stycken distributionsverksamhet och två stycken lagring av naturgas enligt naturgaslagen.

2.1 Gasnätsföretagen och redovisningsenheter

På den svenska naturgasmarknaden finns sex företag som äger olika delar av det svenska naturgasnätet. För närvarande finns nio redovisningsenheter det vill säga enheter för rapportering av olika ekonomiska och tekniska data till EI. Skälet till att sex företag rapporterar för nio redovisningsenheter är att två av företagen har flera verksamheter. I Tabell 1 visas gasnätsföretagen och deras redovisningsenheter.

Tabell 1 Gasnätsföretag och redovisningsenheternas verksamhetsområden

Gasnätsföretag Typ av verksamhet Redovisningsenheter

E.ON Gas Sverige AB Transmission REN00599

E.ON Gas Sverige AB Distribution REN00598

E.ON Gas Sverige AB Lagring REN00868

Göteborgs Energi Gasnät AB Distribution REN00606

Lund Energi AB Distribution REN00327

Swedegas AB Transmission REN00604

Swedegas AB Lagring REN00605

Varberg Energi AB Distribution REN00329

Öresundskraft AB Distribution REN00589

2.2 Naturgasnätets framväxt och koncentration i Sverige

Det svenska naturgasnätet består av transmissionsledningar, distributionsledningar och lagringsanläggningar. Naturgasnätets uppbyggnad har beskrivits av EI i flera rapporter, t.ex. Tillsynsmetod för överföring och lagring av naturgas i Sverige.⁵ I Sverige började naturgas användas år 1985. Sverige har ingen egen utvinning av naturgas.⁶ All naturgas som förbrukas inom Sverige importeras via rörledning från Danmark. Från Danmark går gasledningar till kontinenten och Sverige är indirekt sammankopplat med kontinentens gasnät via Danmark. Den svenska naturgasmark‐

naden är koncentrerad till västkusten längs ett ledningsnät som sträcker sig från Trelleborg i söder till Stenungssund i norr med en förgrening till Gnosjö i Småland.

5 EI R2008:16, kap. 4.

6 Däremot förekommer produktion av biogas. Biogas omfattas av begreppet naturgas i 1 kap 2 § naturgaslagen (2005:403).

(15)

2.3 Naturgassystemets principiella uppbyggnad i Sverige

Gas transporteras i transmissionsledningarna under högt tryck (maximalt 80 bar).

Därefter sker en tryckreducering i mät‐ och reglerstationer innan det lokala distribu‐

tionsnätet tar vid för transport av naturgasen till slutkunderna. Distributionssyste‐

met är normalt dimensionerat för ett tryck på maximalt 4 bar, även om det förekom‐

mer anläggningar som är anslutna till distributionssystemet som kräver högre tryck.

År 2007 bestod det svenska naturgassystemet av cirka 620 kilometer transmissions‐

ledning och cirka 2 600 kilometer distributionsledning. Figur 1 Ledningslängd i km fördelat på olika redovisningsenheter visar antal kilometer ledning, i naturgas‐

systemet enligt definitioner i naturgaslagen, fördelat på olika redovisningsenheter.

Figur 1 Ledningslängd i km fördelat på olika redovisningsenheter

Lagring av naturgas kan ske på två sätt dels genom att öka trycket i befintliga transmissionsledningar s.k. linepack, dels genom att lagra naturgas i inkapslat bergrum. Den 1 maj 2006 togs den första svenska lagringsanläggningen för natur‐

gas i kommersiellt bruk. Lagringsanläggningen ägs av E.ON Gas Sverige AB.

Anläggningen finns i Södra Halland. Lagret är litet, med en lagringsvolym på tio miljoner Nm³ ⁷, i jämförelse med motsvarande anläggningar i andra länder.

2.4 Användningen av naturgas i Sverige

I de trettiotal kommuner där det reglerade naturgasnätet finns för distribution motsvarar naturgasförbrukningen cirka tjugo procent av energianvändningen, vilket är i paritet med övriga europeiska länder med utbyggda naturgasnät. Under kalenderåret 2009 importerades motsvarande 12,7 terawattimmar naturgas i undre värmevärde⁸.

7 1 Nm³ är lika med en 1 m³ gas vid ett atmosfärstryck av 1,01325 bar och temperatur av 0 ⁰C.

8 Motsvarande import i övre värmevärde är 14,2 TWh.

(16)

Den befintliga transmissionsledningen har kapacitet att årligen transportera cirka 22 TWh. Figur 2 Överförd energimängd i TWh för varje gasnätsföretags

redovisningsenhet visar överförd energimängd gas för varje transmissions‐ och distributionsverksamheter. Mängden stämmer inte fullständigt överens med den energimängd som överförs totalt då varje transmissionsföretag även har

direktanslutna slutkunder till sina ledningar.

Figur 2 Överförd energimängd i TWh för varje gasnätsföretags redovisningsenhet

År 2009 användes cirka 38 procent av naturgasen inom industrin medan omkring 47 procent användes för produktion av kraftvärme och fjärrvärme. Resterande cirka 15 procent användes för uppvärmning av fastigheter, växthus och liknande samt som fordonsgas.

Den svenska naturgasförbrukningen förväntas öka något de närmaste åren till följd av att Öresundsverket i Malmö tas i drift. Det befintliga verket har moderniserats till ett gaseldat kraftvärmeverk med en produktionskapacitet på 440 MW el och 250 MW värme. Tillsammans bedöms Ryaverket i Göteborg och Öresundsverket i Malmö förbruka 5,6 TWh naturgas per år vid full drift. Öresundsverket togs i drift under år 2009.

2.5 Försörjningstryggheten

Med en enda tillförselpunkt till det svenska naturgassystemet, vilken är Dragör i Danmark, är försörjningstryggheten en viktig fråga i Sverige. De senaste åren har olika branschaktörer utrett ytterligare tillförselvägar till det svenska naturgas‐

systemet men inget projekt har hitintills förverkligats.

Projektet Skanled avser en gasledning från södra Norge till Sveriges västkust.

Detta projekt har utvärderats under en längre tid men är tillsvidare vilande.

Swedegas har varit engagerade i en framtida anslutning av stamnätet till Skan‐

lednätet. Projektet kan komma att återupptas om förutsättningarna förändras.⁹

9 Swedegas som äger Skanledprojektet har i Årsrapporten 2009 för Swedegas transmission skrivit ner de balanserade kostnaderna.

(17)

Ett annat projekt i Sveriges närhet är gasledningen Nord Stream som går från Ryssland till det europeiska gasnätet genom Östersjön. Gasledningen består av två parallella ledningar som passerar genom fem länders ekonomiska zoner, däribland Sveriges, dock finns det inga planer att ansluta till Sverige. Ledningen ökar däre‐

mot gastillförseln till Tyskland. Även om Sverige idag saknar direkt anknytning till kontinenten kan det i framtiden finnas möjligheter för Sverige att tillgodogöra sig denna ökning av tillgänglig gas via Danmark.¹⁰

I november år 2008 inleddes byggnationen av en terminal för flytande naturgas (LNG ‐ Liquefied Natural Gas) strax norr om Nynas raffinaderi i Nynäshamn.

Bolaget Nynäshamns Gasterminal AB ägs av AGA. Anläggningen beräknas tas i drift under år 2011. I dagsläget finns dock inga planer på att ansluta anläggningen till det befintliga naturgasnätet på väst‐ och sydkusten.

Det finns utbyggnadsplaner för det inhemska naturgasnätet. Koncessions‐

ansökningar har lämnats in av E.ON Gas Sverige AB till EI om att förlänga gasledningen från Gislaved/Gnosjö till Oxelösund via Jönköping. Vidare planeras också en fortsatt ledningsdragning upp till Örebro. Koncessionsansökan avseende ledningen från Gislaved/Gnosjö till Jönköping har tillstyrkts av Energimarknadsin‐

spektionen och bereds för närvarande inom Regeringskansliet. E.ON har valt att avvakta beredningen av ärendet innan företaget tar nya initiativ till ytterligare utökning av gasledningsnätet i mellansverige.

10 E.ON Gas Sverige AB har i samarbete med Verbundnetz Gas och DONG Energy planer på att bygga en transmissionsledning som ska förbinda Tyskland med Danmark och Sverige. Projektet kallas för Baltic Gas Interconnector. Samtliga länder har beviljat tillstånd. Arbetet är tillsvidare bordlagt i väntan på utfallet av det ryska gasprojektet Nord Stream.

(18)

3 Uppföljning av

metodgodkännande av gasnätstariffer

3.1 Bakgrund och legala förutsättningar

Den som bedriver överföring av naturgas får inte börja tillämpa sin överföringsta‐

riff förrän de metoder som ligger till grund för utformandet av tariffen har god‐

känts av tillsynsmyndigheten. Detsamma gäller för avgifter och övriga villkor för anslutning av andra naturgasledningar, lagringsanläggningar och förgasningsan‐

läggningar. Reglerna om anslutning omfattar även återinkoppling av en befintlig naturgasledning, ändring av den avtalade kapaciteten i anslutningspunkten samt ändring av tiden för överföringen. Godkännande ska lämnas om metoderna kan antas leda till att överföringstariffen eller anslutningsavgiften är objektiv och icke‐

diskriminerande.

Bestämmelserna om tariffer för överföring av naturgas återfinns i 6 kap. 2‐5 §§

naturgaslagen. Enligt 6 kap. 2 § ska tariffer för överföring av naturgas vara skäliga, objektiva och icke diskriminerande. Av 6 kap. 3 § framgår att det vid utformandet av överföringstariffer särskilt ska beaktas antalet anslutna kunder, kundernas geo‐

grafiska läge, mängden överförd energi och abonnerad effekt, kostnaderna för överliggande ledningar, leveranssäkerhet och trycket i ledningarna. Av 6 kap. 5 § följer vidare att gasnätsföretagen inte får börja tillämpa en tariff förrän de metoder som använts för att utforma tariffen har godkänts av tillsynsmyndigheten samt att ett sådant godkännande ska lämnas om metoderna kan antas leda till att tariffen uppfyller kraven på att de är objektiva och icke‐diskriminerande.

Förhandsgodkännandet avser enbart vissa aspekter av tariffernas och anslutnings‐

avgifternas utformning. Bestämmelsen om tillsynsmyndighetens metodgodkän‐

nande syftar till att säkerställa att tarifferna och avgifterna blir objektiva och icke‐

diskriminerande, medan skäligheten liksom tidigare bedöms på annat sätt.¹¹

3.2 Godkännande av metoder för utformning av tariffer och avgifter

Samtliga naturgasnätsföretag ansökte under år 2005 om godkännande av de tariff‐

metoder som de avsåg att tillämpa för att utforma avgiften eller tariffen. Statens energimyndighet, som då var tillsynsmyndighet, granskade de redovisade meto‐

derna och godkände dessa för alla naturgasnätsföretag under samma år.¹² Tabell 2 visar i sammandrag de olika avtalsformerna/tarifftyperna som godkändes år 2005.

11 Proposition 2004/05:62 Genomförande av EG:s direktiv om gemensamma regler för de inre marknaderna för el och naturgas s. 231.

12 Dnr 7822‐05‐3717, 7822‐05‐3686, 7822‐05‐3719, 7822‐05‐3707, 7822‐05‐5039, 7822‐05‐5038, 7822‐05‐3718, 7822‐05‐5040, 7822‐05‐3739.

(19)

Tabell 2 Tabellen redovisar de ingående komponenter i de avtalsformerna/tarifftyperna som godkändes under år 2005 Källa: Statens energimyndighet

Företag Fast avgift Uttagspunkts-

avgift Effekt-

avgift Energi-

avgift Övriga avgifter

Swedegas AB (Nova Naturgas AB) x x x x x

Lunds Energi Nät AB x x x

E.ON Gas Sverige AB (Sydkraft Gas AB)¹³ x x x x

E.ON Gas Sverige AB (Sydkraft Gas AB)¹⁴ x x x x

E.ON Gas Sverige AB (Dong Sverige

Distribution AB) x x

Göteborg Energi Gasnät AB x x x

Öresundskraft AB x x x

Öresundskraft AB (Ängelholms Energi AB) x x x

Varberg Energi AB x x x

Göteborg Energi Gasnät AB ansökte under år 2009 om metodgodkännande¹⁵ för en ny tariff för överföring som de hade för avsikt att införa. Detta var föranlett av en strukturförändring, inte en prishöjning och berodde på en förändring i strukturen för överliggande nättariff. Energimarknadsinspektionen har godkänt ansökan.

3.3 Genomförd uppföljning av godkända metoder

EI har under september 2010 följt upp om de godkända metoderna tillämpats vid utformning av tariffer och avgifter. Uppföljningen har genomförts genom telefon‐

kontakt med naturgasnätsföretagen och genom en avstämning av de godkända tarifftyperna mot de tarifftyper som finns publicerade på företagens hemsidor.

Uppföljningen har inte föranlett någon erinran från EI:s sida. Gasnätsföretagen ska även i fortsättningen, så länge lagstiftningen har sin nuvarande utformning, ansöka om metodgodkännande om de har för avsikt att ändra sina metoder för att utforma tariffen eller avgiften.

13 Avser redovisningsenheten för transmissionsnät.

14 Avser redovisningsenheten för distributionsnät.

15 Dnr 7820‐09‐101588.

(20)

4 Metod för granskning av gasnätsföretagens intäkter år 2009

Detta kapitel beskriver den metod som har använts för att granska skäligheten i gasnätsföretagens intäkter för år 2009.¹⁶

4.1 Allmänt

Med stöd av 6 kap. 2 § naturgaslagen granskas skäligheten i gasnätstarifferna årligen i efterhand. Kravet på skälighet hänför sig till de totala intäkterna från verksamheten och syftar till att förhindra att lednings‐ eller anläggningsinneha‐

varna utnyttjar sin monopolställning genom att ta ut oskäliga monopolvinster (prop. 2004/05:62 s. 228).

Under åren 2008‐2010 har EI utarbetat en granskningsmetod med målsättningen om att förhandspröva gasnätstariffer. Eftersom förhandsprövning av gasnäts‐

tariffer bör införas först när naturgaslagen kompletterats med bestämmelser om förhandsprövning har EI under år 2010 i stället utarbetat en granskningsmetod som kommer att användas för uppföljning av gasnätstarifferna i efterhand. Denna metod bygger på de principer som utarbetats för förhandsprövningen.

Granskningen sker i följande steg:

1 EI sammanställer en intäkt utifrån Årsrapporterna för varje redovisningsenhet.

2 EI beräknar en intäkt för varje redovisningsenhet.

3 EI:s beräknade intäkt jämförs med varje redovisningsenhets verkliga intäkt.

4 De redovisningsenheter som har en verklig intäkt som understiger den beräknade intäkten granskas inte ytterligare om det inte framkommer särskilda skäl. Om det finns särskilda skäl vidtar en fördjupad granskning enligt punkt 5.

5 De företag som har en verklig intäkt som överstiger den beräknade intäkten blir föremål för en fördjupad företagsspecifik granskning. Fördjupad gransk‐

ning inleds också om det framkommer andra skäl som talar för behov av en fördjupad utredning. En fördjupad granskning avslutas genom att EI bedömer om gasnätstarifferna är skäliga respektive oskäliga. En oskälig intäkt leder till justering av gasnätstarifferna. Ett sådant beslut kommer att fattas först när EI kunnat följa företagets tariffutveckling också under åren 2010‐2012

Med stöd av den beskrivna granskningsmetoden har EI analyserat utfallet av 2009 års gasnätstariffer för varje redovisningsenhet, se kapitel 5.

16 Tillsynsmetod för överföring och lagring av naturgas i Sverige (EI R2008:16).

(21)

4.2 Samlade intäkter

Intäkterna sammanställs utifrån data i Årsrapporten för det år som granskas.

4.3 Beräkning av intäkter med EI:s metod

Enligt förarbetena prop. 2004/05:62 s. 228 hänför sig kravet på skälighet till de totala intäkterna från verksamheten och syftar till att förhindra oskäliga monopol‐

vinster till förfång för kunderna. I detta avsnitt beskrivs EI:s metod för att beräkna en intäkt för verksamheten. Redovisningsenhetens verkliga intäkt jämförs sedan med den av EI beräknade intäkten. Beräkningsformlerna redovisas i Bilaga 1.

4.3.1 Uppgifter till grund för beräkningen av intäkten

Utifrån uppgifter i Årsrapporterna år 2009 och med stöd av de metoder som utar‐

betats inför den kommande förhandsprövningen av gasnätstariffer har EI beräknat en intäkt för varje redovisningsenhet. Möten har genomförts med samtliga gasnäts‐

företag för att gå igenom Årsrapporternas uppgifter. Företagen har också ombetts att komplettera med uppgifter om anläggningstillgångarnas kategorier med avse‐

ende på reglermässiga anläggningskategorier. Samtliga företag har kompletterat med begärda uppgifter.

I några fall har gasnätsföretagen valt att komplettera med uppgifter om redovis‐

ningsenheternas anläggningstillgångars ursprungliga anskaffningsvärden dvs.

anskaffningsvärdet på anläggningstillgångarna när anläggningarna togs i bruk första gången i verksamheten.

4.3.2 Beskrivning av metoden för granskning av 2009 års intäkter.

Beräkningen av 2009 års intäkter har skett med i huvudsak samma metoder som föreslagits för beräkning av en s.k. intäktsram vid förhandsprövning av gasnäts‐

tariffer. De huvudsakliga avvikelserna från dessa metoder¹⁷ är att:

 Värdering av ingående anläggningstillgångar i kapitalbasen sker till nuanskaff‐

ningsvärden beräknade endast utifrån historiska anskaffningsvärden.

 Anskaffningsvärdena i Årsrapporterna har i några fall kompletterats med upp‐

gifter om ursprungliga anskaffningsvärden.

 De löpande kostnaderna som anses påverkbara beräknas som ett genomsnitt av de löpande kostnaderna för åren 2006‐2009.

 Myndighetsavgifter hanteras som påverkbara kostnader och inte som opåverk‐

bara. Anledningen är att dessa inte har särredovisats i Årsrapporten för år 2009.

Genom att inget effektiviseringskrav åläggs de påverkbara kostnaderna så har metodavvikelsen begränsad effekt.

17 Tillsynsmetod för överföring och lagring av naturgas i Sverige – Steg 2 (EI R2009:17) samt EI R2008:16.

(22)

4.3.3 Beräkning av kapitalkostnader Kapitalbas

EI har beräknat kapitalkostnaderna på följande sätt. Grundläggande är att alla anläggningstillgångar har värderats till ett nuanskaffningsvärde.¹⁸ Metoden för att erhålla nuanskaffningsvärden har varit två. Antingen har beräkningen utgått från anskaffningsvärdena i Årsrapporten eller uppgifter om de ursprungliga anskaff‐

ningsvärdena från tidpunkterna när anläggningarna togs i bruk första gången i verk‐

samheten. Både anskaffningsvärden och ursprungliga anskaffningsvärden har där‐

efter räknats upp till ett nuanskaffningsvärde, med SCB:s index E84 för gasföretag, som i huvudsak speglar de kostnadsökningar som branschen har haft över åren sedan anskaffningen gjordes. Tabell med uppdaterad indexserie redovisas i Bilaga 3.

I första hand har EI valt att utgå från anskaffningsvärdena i Årsrapporterna eftersom dessa uppgifter är styrkta av både bolagens ledning samt dess revisorer.

I Årsrapporterna specificeras anläggningstillgångarna efter anskaffningsvärde, anskaffningsår och avskrivningstid. För att kunna göra en jämförelse av kapital‐

kostnaderna mellan olika de olika redovisningsenheterna har innehavarna av redovisningsenheterna ombetts att komplettera det tidigare inrapporterade värdet av sina anläggningstillgångar. Kompletteringarna avsåg fördelningen av

anläggningstillgångarna på reglermässiga anläggningskategorier och

avskrivningstider enligt EI:s rapport EI R2009:17¹⁹. Dessa avviker i vissa fall från gasnätsföretagens egna avskrivningstider och indelningar.

I några fall har det framkommit att ursprungliga anskaffningsvärden kan ge ett rimligare resultat. Ursprungliga anskaffningsvärden har inte påverkats av de omvärldsförändringar som skett från det anläggningen togs i bruk till värderings‐

dagen. Någon hänsyn har inte tagits till försiktighetsprincipen eller penningvär‐

desförsämringar och teknikutvecklingen. Det ursprungliga anskaffningsvärdet kan därför, under förutsättningen att det är verifierbart, utgöra ett rimligare värde för beräkning av nuanskaffningsvärdet i det enskilda fallet. En förutsättning är att företaget kan visa dokumenterade uppgifter och kan redovisa om de ursprungliga anskaffningsvärdena har justerats för genomförda utrangeringar.

Om ursprungliga anskaffningsvärden eller motsvarande har använts i analysen i kommande kapitel har EI således också bedömt att värdena i Årsrapporterna har brister i detta avseende samt att de kompletterande uppgifterna som redovisats synes korrekta.

18 Den ekonomiska externa redovisningen innehåller inte nuanskaffningsvärden. Anskaffningsvärden i Årsrapporterna baserar sig på den ekonomiska redovisningen och har värderats efter vad som sägs i Bokföringslagen (BFL) om den ekonomiska redovisningens hållande samt värdering av

anläggningstillgångar enligt 4 kap. Årsredovisningslagen (1995:1554). Värderingen av tillgångarna ska göras enligt försiktighetsprincipen (2 kap. 4 § p.3 ÅRL). Anskaffningsvärden är dessutom endast knutna till den redovisade juridiska personen och inte till den ursprungligt förvärvande juridiska personen.

19 Tillsynsmetod för överföring och lagring av naturgas i Sverige – Steg 2 (EI R2009:17).

(23)

Utgifter av betydelse för utveckling av det svenska naturgasnätet.

I tidigare rapport²⁰ har EI ansett att investeringsprojekt som ännu inte förverkligats kan tas med i kapitalbasen om särskilda förutsättningar föreligger.²¹

Gasnätsföretag som vill ta med dessa utgifter i bedömningen av redovisnings‐

enheternas kapitalbas får motivera detta och EI gör därefter en bedömning i det enskilda fallet. Företagen ska i så fall dels redovisa hur utgiften anses utgöra ett främjande av gassystemets utveckling i sin helhet eller medverka till försörjnings‐

tryggheten dels vilka perioder som utvecklingsutgifterna kommer att utnyttjas. ²² Utgifter av detta slag ska redovisas i årsrapporterna som Immateriella tillgångar (BR71211).De kännetecknas av att det är en identifierbar icke‐monetär tillgång utan fysisk substans som innehas för att senare användas i ett företags produktion.

Företagen ska ha kontroll över resursen till följd av inträffade händelser och den ska förväntas ge företaget framtida ekonomiska fördelar.

Kalkylränta för år 2009 vid beräkning av avkastning på investerat kapital

För att beräkna kapitalkostnaden med EI:s metod använder EI den s.k. WACC‐

metoden. Avkastningen på investerat kapital bestäms av kalkylräntan. Kapital‐

kostnadernas förändring över tiden bestäms genom att hänsyn tas till eventuella förändringar i avkastningen på investerat kapital. Dessa förändringar tydliggörs av förändringar i kalkylräntan.

Kalkylräntan ska avspegla två saker, alternativa placeringar av kapitalet samt den ekonomiska risk som kapitalplaceraren tar och som bör leda till avkastning på det investerade kapitalet. Dessa avvägningar görs med beräkningar enligt den s.k.

WACC‐metoden²³. Beräkningsmetoden baserar sig på fördelningen mellan eget kapital och lånat kapital samt bedömda finansiella risker. För det svenska gasnätet gäller att inga gasnätsföretag är renodlat noterade som gasnätsföretag och därför får beräkningarna bl.a. göras utifrån gasnätsföretagens balans‐ och/eller resultat‐

räkningar samt från internationell information.

EI har låtit konsulten ICECAPITAL genomföra en uppdatering av de beräkningar som företaget gjorde till EI år 2008. Uppdraget har inkluderat att dels ange en kal‐

kylränta för år 2009, dels prognostisera kalkylräntor för åren 2011 ‐ 2014. ICE‐

CAPITAL har föreslagit ett ränteintervall för vart och ett av åren 2009‐2014.

Ytterligare information om beräkningsmetodik m.m. finns i ICECAPITAL:s rapport. Rapporten är publicerad på EI:s hemsida.²⁴

ICECAPITAL:s beräkning av en skälig WACC (kalkylränta) för 2009 återges i Tabell 3 nedan.

20 Tillsynsmetod för överföring och lagring av naturgas i Sverige – Steg 2 (EI R2009:17).

21 Tillsynsmetod för överföring och lagring av naturgas i Sverige – Steg 2 (EI R2009:17) kap. 4.3.2 s. 31f.

22 För att dessa utgifter ska kunna ingå i kapitalbasen ska de redovisas med samma förutsättningar som anges i Redovisningsrådets rekommendation RR15. I RR15 definieras utveckling, under punkten 7, som annan kunskap för att åstadkomma nya konstruktioner innan användning påbörjas.

23 Weighted Average Capital Cost

24 http://ei.se/For‐Energiforetag/Naturgas/Forhandsreglering‐av‐intakter‐for‐

naturgasverksamhet/Konsultrapporter/

(24)

Tabell 3 Kalkylränta enligt WACC-metoden

ICECAPITAL, real WACC före skatt Medelvärde Intervall, min Intervall, max

År 2009 6,70 % 6,20 % 7,20 %

Avskrivningstider för beräkning av kapitalkostnader

Vid beräkning av kapitalkostnader med EI:s metod har EI utgått från de regler‐

mässiga avskrivningstiderna som EI tidigare bestämt för gasnätsanläggningar.²⁵ Med avskrivningstid avses fördelningen av anskaffningsutgifter för en tillgång över samma tid som tillgången bidrar till intäkter. I Tabell 4 redovisas de avskriv‐

ningstider som angavs i tidigare rapport.²⁶

Tabell 4 Reglermässig indelning av anläggningskomponenter och avskrivningstider

Anläggningskomponenter Reglermässiga avskrivningstider (år)

Transmissionsledningar 40 Distributionsledningar 40

M/R- stationer 20

Mätare 12

Stödsystem och system för övervakning 12

Lagerutrymme 40

Kompressor för lagret 25

Övriga maskiner och inventarier Samma som bokföringsmässig avskrivningstid

4.3.4 Beräkning av löpande kostnader

EI:s beräknade intäkt består, utöver kapitalkostnader, av löpande kostnader. EI har beräknat de löpande kostnaderna enligt följande metod.

Löpande kostnader delas in i två kategorier, påverkbara och opåverkbara. De opå‐

verkbara kostnaderna accepteras i sin helhet medan de påverkbara kostnaderna beräknas som ett genomsnitt av redovisningsenhetens historiska löpande kost‐

nader, för att jämna ut årsvariationer i gasnätsföretagens kostnader.²⁷

Vid beräkning av en nivå på de påverkbara löpande kostnaderna har EI valt att utgå från de löpande påverkbara kostnaderna som redovisningsenheten har haft under åren 2006 ‐ 2009. Kostnaderna för vart och ett utav åren 2006 ‐ 2008 räknas upp med utfallet av inflationen enligt KPI. De uppräknade kostnaderna summeras sedan med de beräknade påverkbara kostnaderna för år 2009 och delas med fyra.

På så vis erhålls en påverkbar löpande kostnad för år 2009.

Definition av löpande kostnad

Med löpande kostnader avses kostnader som uppstår vid bedrivande av gasnäts‐

verksamhet och som inte är kapitalkostnader.

25 Jfr. EI R2008:16 och EI R2009:17.

26 Tillsynsmetod för överföring och lagring av naturgas i Sverige – Steg 2 (EI R2009:17) Kap. 6 s. 49.

27 Tillsynsmetod för överföring och lagring av naturgas i Sverige – steg 2 (EI R2009:17) kap. 8.5 s. 55f.

(25)

Redovisningsenhetens löpande kostnader återfinns i årsrapportens resultaträkning under följande poster:

 Råvaror och förnödenheter (RR73120)

 Övriga externa kostnader (RR73130)

 Personalkostnader (RR73140)

 Jämförelsestörande poster²⁸ (RR73170)

 Övriga rörelsekostnader (RR73180).

Alla rörelsekostnader, som inte är kapitalkostnader, finns redovisade under ovan nämnda poster. Exempel på dessa är drift‐ och underhållskostnader samt kostna‐

der för överliggande nät. Summan av de uppräknade kostnaderna utgör utgångspunkt vid beräkning av löpande kostnader.

Vissa kostnader ska inte ingå i löpande kostnader

När utgångspunkt tas i Årsrapporterna för år 2009 har följande poster exkluderats vid beräkning av löpande kostnader.

 Förändring av varulager (RR71120)

 Förändring av pågående arbete för annans räkning²⁹ (RR71130)

 Aktiverat arbete för egen räkning (RR71140).

Anledningen till att dessa poster exkluderas är att vissa kostnader bokförs löpande och ingår under året som rörelsekostnader trots att dessa inte ska belasta årets resultat. För att de inte ska påverka resultatet har de tagits upp som intäkt och för att få en rättvisande bild av de reglermässiga kostnaderna dras de motsvarande beloppen som redovisats som intäkt i resultaträkningen bort. Exempelvis är Aktiverat arbete för egen räkning sådana kostnader och avser det arbete som personalen lagt ner på egna investeringar. Dessa kostnader har aktiverats i balansräkningen som en del av investeringarna och ska inte belasta årets resultat.

Opåverkbara kostnader

Den andra justeringen som görs är att de kostnader som anses vara opåverkbara dvs. kostnader för överliggande nät exkluderas från de påverkbara löpande kostnaderna. Med kostnader för överliggande nät avses kostnader som nätägaren har för transporttjänster i överliggande nät.³⁰ Dessa kostnader särredovisas i årsrapporten under kod NTN501 i not ʺKostnadsspecifikationʺ.

Med myndighetsavgifter avses avgifter enligt förordningen om vissa avgifter på naturgasområdet³¹ så som tillsynsavgifter och försörjningstrygghetsavgift samt avgifter enligt sprängämnesinspektionens föreskrifter om avgifter för inspek‐

tionens verksamhet³². I granskningen av Årsrapporterna för 2009 har inte dessa hanterats som opåverkbara kostnader.

28 Från och med 2009 års rapportering har posten ”Jämförelsestörande poster” utgått.

29 Från och med 2009 års rapportering ingår posten i RR71120 Förändring av varulager.

30 Handbok, användarhandledning för redovisning av årsrapporter naturgasverksamhet 2009, s. 24.

31 SFS 2008:1330.

32 SÄIFS 1999:4.

(26)

Anledningen till att justeringen görs för de opåverkbara löpande kostnaderna är att de opåverkbara kostnaderna anses vara skäliga i sin helhet, vilket innebär att företagen får full kostnadstäckning för dessa vid 2009 års granskning.

Redovisning av löpande kostnader år 2009

Nedanstående tabeller (Tabell 5 till Tabell 7) redovisar de poster som ingår i beräk‐

ningen av löpande kostnader.

Tabell 5 Redovisningen av löpande påverkbar kostnad

Påverkbara löpande kostnader (PLK)

RR73120 Råvaror och förnödenheter inkl. myndighetsavgifter RR73130 Övriga externa kostnader inkl. myndighetsavgifter RR73140 Personalkostnader

RR73180 Övriga rörelsekostnader Avgår RR71120 Förändring av varulager

Avgår RR71130 Förändring av pågående arbete för annans räkning Avgår RR71140 Aktiverat arbete för egen räkning

Avgår NTN501 Kostnader för överliggande nät Summa löpande påverkbara kostnader

Tabell 6 Redovisning av opåverkbara löpande kostnader

Opåverkbara löpande kostnader (OLK) Kostnader för överliggande nät (NTN501)

Myndighetsavgifter³³ (Ingår i påverkbara löpande kostnader vid 2009 års granskning) Summa opåverkbara kostnader

Tabell 7 Redovisning av löpande kostnader Löpande kostnader (LK)

Påverkbara löpande kostnader Opåverkbara löpande kostnader Summa löpande kostnader

4.4 Avkastning på investeringar i gasnätet

För att underlätta bedömningen av rimligheten i gasnätstarifferna för år 2009 har EI utifrån Årsrapporterna beräknat räntabiliteten på bokförda totala tillgångar och resultat efter finansiella intäkter. Måttet syftar till att ge läsaren av rapporten en upp‐

fattning om lönsamheten i respektive redovisningsenhet utifrån de år som EI sam‐

lat in data om företaget. EI har valt att presentera respektive redovisningsenhets medelvärde med avseende på räntabilitet på totalt kapital för fyra år (2006 ‐2009)³⁴.

33 Myndighetsavgifterna i Årsrapporterna 2009 är inte särredovisade. Dessa kostnader förekommer i posterna Råvaror och förnödenheter samt Övriga externa kostnader.

34 Avkastning på totalt kapital beräknas på redovisningsenheternas resultat efter finansiella intäkter och kostnader plus de finansiella kostnaderna i förhållande till det totala kapitalet.

(27)

4.5 Intäkter som understiger beräknade intäkter

Om en redovisningsenhet har samlade intäkter för 2009 som understiger den av EI beräknade intäkten med EI:s metod (som har beräknats i enlighet med vad som anges i avsnitt 4.3) fortsätter EI inte granskningen om det inte framkommer sär‐

skilda skäl för detta. Särskilda skäl kan t.ex. vara att EI finner att Årsrapportens data behöver granskas ytterligare.

4.6 Intäkter som överstiger beräknade intäkter

Om en redovisningsenhet har en samlad intäkt för 2009 som överstiger den beräknade intäkten kommer EI att gå vidare med en fördjupad granskning av skäligheten i gasnätsföretagets tariffer. En fördjupad granskning syftar till att klargöra om gasnätstariffen är skälig eller inte och då väger EI in all den informa‐

tion som EI har om företaget och gör en samlad bedömning. EI kommer då även att se till intäktsutvecklingen över tiden samt avvakta utfallet av granskningen av åren 2010‐2012 innan EI tar slutlig ställning i frågan.

(28)

5 Granskning av 2009 års intäkter

I detta kapitel har EI utifrån den granskningsmetod som beskrivits i avsnitt 4.3 jämfört företagets intäkt för år 2009 med en av EI beräknad intäkt för respektive redovisningsenhet för år 2009. Granskningen av gasnätsföretagens intäkter har genomförts per redovisningsenhet.

5.1 Inledning

För varje redovisningsenhet redovisas en tabell med en, två eller högst tre kolumner. Tabellen redovisar bland annat enhetens verkliga intäkt som jämförs med den av EI beräknade intäkten vilken motsvaras av summan av de estimerade kapitalkostnaderna och löpande kostnaderna. De tre kolumnerna åskådliggör tre olika sätt att beräkna redovisningsenheternas kapitalbas och därmed en kapital‐

kostnad men det är enbart kolumn 2 och 3 som följer den beräkning som anges i avsnitt 4.3. Kolumn 1 följer inte den beskrivna metoden i avsnitt 4.3 utan utgör bara ett referensvärde.

Tabell 8 Tabellindelning vid beräkning av redovisningsenheternas intäkter för år 2009 Redovisningsenhet

värden i tkr Anskaffningsvärden

enligt ÅR 2009 Anskaffningsvärden enligt ÅR 2009 fördelade på reglermässiga avskrivningstider

Gasnätsföretagens justerade anskaffningsvärden för- delade på reglermässiga

avskrivningstider

I varje kolumn har kapitalkostnaderna beräknats utifrån samma kalkylränta³⁵ och uppräknats till nuanskaffningsvärde med det sammanvägda index E84 för gasnät‐

företag³⁶. I övrigt är skillnaderna mellan de olika kolumnerna i Tabell 8 följande:

Anskaffningsvärden enligt ÅR 2009

Värdena i denna kolumn hämtas ur Årsrapporterna och Avskrivningstid – anläggningstillgångar. Denna kolumn utgör en referens till de andra kolumnerna eftersom den utgår från de avskrivningstider som tillgångarna åsatts av redovis‐

ningsenheterna i bokföringen.

Anskaffningsvärden enligt ÅR 2009 fördelade på reglermässiga avskrivningstider Anskaffningsvärdena i denna kolumn utgår från en reglermässig kategorisering av anläggningstillgångarna och deras avskrivningstider samt deras bokföringsmäs‐

siga anskaffningsår. Detta är EI:s huvudmetod för att beräkna varje gasnätsföre‐

tagens kapitalkostnad.

35 Beräknat med beräkningsmetoden Weighted Average Capital Cost (WACC).

36 Framtagit år 2009 och uppdaterat av SCB år 2010.