EI R2012:08. Bedömning av gasnätsföretagens tariffintäkter år 2010

Transkript

1 EI R2012:08 Bedömning av gasnätsföretagens tariffintäkter år 2010

2 Energimarknadsinspektionen Box 155, Eskilstuna Energimarknadsinspektionen EI R2012:08 Författare: Anders Falk Copyright: Energimarknadsinspektionen Rapporten är tillgänglig på Tryckt av CM Gruppen, Bromma, Sverige 2012

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 i efterhand. I denna rapport granskas 2010 års tariffer genom att gasnätsföretagens redovisade intäkter har jämförts med en av EI beräknad intäkt. Intäkterna har beräknats i huvudsak enligt de metoder som redovisas i rapporten Bedömning av gasnätsföretagens tariffintäkter år 2009 (EI R2010:27). Eskilstuna, maj 2012 Yvonne Fredriksson Generaldirektör Anders Falk Projektledare

4 Sammanfattning EI är tillsynsmyndighet enligt naturgaslagen(2005:403) och ska säkerställa att gasnätskunderna får betala skäliga avgifter för överföringen av gas i naturgassystemet. EI har utarbetat en granskningsmetod för att granska gasnätsföretagens intäkter. EI:s granskning har omfattat samtliga sex gasnätsföretags nio redovisningsenheter. Av dessa nio redovisningsenheter är två transmissionsverksamheter, fem distributionsverksamheter och två lagringsverksamheter. Granskningen innebär att EI jämför genomsnittet av respektive gasnätsföretags intäkter i årsrapporterna för år (genomsnittlig redovisad intäkt) med en av EI beräknad intäkt. För att beräkna gasnätsföretagens intäkter har EI i huvudsak utgått från den metod och de principer som beskrivs i rapporten Bedömning av gasnätsföretagens tariffintäkter år 2009 (EI R2010:27). I denna rapport har metoden utvecklats till att även ta hänsyn till intäkternas årsvariationer på grund av vädret. Intäkten som beräknas med EI:s metod baserar sig på en summering av beräknade kapitalkostnader och beräknade löpande kostnader. Till grund för beräkningen ligger uppgifter i företagens årsrapporter för år 2010 samt viss kompletterande ekonomisk information om företagen. EI:s granskning av år 2010 visar att alla redovisningsenheter har en genomsnitttlig redovisad intäkt som är godtagbar. EI bedömer därför att ingen ytterliggare granskning behöver ske av 2010 års gasnätstariffer. Under år 2012 har EI också följt upp om de godkända metoderna för utformning av överföringstariffer och anslutningsavgifter tillämpas vid utformningen av företagens tariffer och avgifter. Gasnätsföretagen har skriftligen ombetts anmäla om förändringar har skett vid tillämpningen av tidigare godkända metoder. Av svaren framgår att inget gasnätsföretag har rapporterat någon förändring. Gasnätsföretagen ska även i fortsättningen, så länge lagstiftningen har sin nuvarande utformning, ansöka om metodgodkännande hos EI om de har för avsikt att ändra sina metoder för att utforma tariffen eller avgiften.

5 Innehåll 1 Inledning Bakgrund Syfte Prövning av gasnätstariffer Granskningen av gasnätstarifferna år Projektets arbetssätt och organisation Gasnätsföretag i Sverige som överför och lagrar gas Det svenska naturgasnätet Naturgasnätets framväxt och koncentration i Sverige Användningen av naturgas i Sverige Försörjningstryggheten Uppföljning av metodgodkännande av gasnätstariffer Bakgrund och legala förutsättningar Godkännande av metoder för utformning av tariffer och avgifter Metod för granskning av gasnätsföretagens intäkter år Kort om metoden Gasnätsföretagen och redovisningsenheter Beräkning av intäkter med EI:s metod Uppgifter till grund för beräkningen av intäkten Beräkning av kapitalkostnader Beräkning av löpande kostnader Redovisade genomsnittliga intäkter i relation till beräknade intäkter Granskning av 2010 års intäkter E.ON Gas Sverige AB, Transmission REN Allmänt om redovisningsenheten Beräkning av E.ON Gas Sverige AB:s intäkter från transmission E.ON Gas Sverige AB, Distribution REN Allmänt om redovisningsenheten Beräkning av E.ON Gas Sverige AB:s intäkter från distribution E.ON Gas Sverige AB, Lagring REN Allmänt om redovisningsenheten Beräkning av E.ON Gas Sverige AB:s intäkter från lagring Göteborg Energi Gasnät AB, Distribution REN Allmänt om redovisningsenheten Särskilda omständigheter Beräkning av Göteborg Energi Gasnät AB:s intäkter från distribution Kraftringen Nät AB, Distribution REN Allmänt om redovisningsenheten Beräkning av Kraftringen Nät AB:s intäkter från distribution Swedegas AB, Transmission REN Allmänt om redovisningsenheten Särskilda omständigheter... 31

6 5.6.3 Beräkning av Swedegas AB:s intäkter från transmission Swedegas AB, Lagring REN Allmänt om redovisningsenheten Särskilda omständigheter Beräkning av Swedegas AB:s intäkter från lagringsverksamhet Varberg Energi AB, Distribution REN Allmänt om redovisningsenheten Beräkning av Varberg Energi AB:s intäkter från distribution Öresundskraft, Distribution REN Allmänt om redovisningsenheten Beräkning av Öresundskraft AB:s intäkter från distribution Utfallet av 2010 års granskning Bilaga 1 Formler för beräkning av gasnätsföretagens intäkter enligt metoden Granskningen sker i följande steg Formler för beräkning av 2010 års intäkter Beräkning av nuanskaffningsvärde (NUAK) Beräkning av kapitalkostnad med real annuitet för år Beräkning av löpande kostnad för år Beräkning av löpande påverkbara kostnader för år Beräkning av opåverkbara löpande kostnader för år Beräkning av löpande kostnader för år Beräkning av intäkter för år Redovisningsenheternas beräknade intäkter stäms av mot deras redovisade intäkter för Avstämning av beräknade intäkter för 2010 mot genomsnittliga redovisade intäkter för perioden Mall för uppgifter som redovisas i tabellen Uppgifter ur den särskilda rapporten år Bilaga 2 Beräkningsunderlag i tabellform för beräkning av gasnätsföretagens intäkter enligt metoden E.ON Gas Sverige AB, Transmission REN Underlag för beräkning av kapitalkostnad i tkr Underlag för beräkning av löpande kostnader i tkr Underlag för beräkning av genomsnittliga redovisade intäkter i tkr Utfall enligt EI:s metod år 2010 i tkr E.ON Gas Sverige AB, Distribution REN Underlag för beräkning av kapitalkostnad i tkr Underlag för beräkning av löpande kostnader i tkr Underlag för beräkning av genomsnittliga redovisade intäkter i tkr Utfall enligt EI:s metod år 2010 i tkr E.ON Gas Sverige AB, Lagring REN Underlag för beräkning av kapitalkostnad i tkr Underlag för beräkning av löpande kostnader i tkr Underlag för beräkning av genomsnittliga redovisade intäkter i tkr Utfall enligt EI:s metod år 2010 i tkr Göteborg Energi Gasnät AB, Distribution REN00606 utifrån ursprungliga anskaffningsvärden Underlag för beräkning av kapitalkostnad i tkr Underlag för beräkning av löpande kostnader i tkr... 52

7 1.4.3 Underlag för beräkning av genomsnittliga redovisade intäkter i tkr Utfall enligt EI:s metod år 2010 i tkr Kraftringens Nät AB, REN Underlag för beräkning av kapitalkostnad i tkr Underlag för beräkning av löpande kostnader i tkr Underlag för beräkning av genomsnittliga redovisade intäkter i tkr Utfall enligt EI:s metod år 2010 i tkr Swedegas AB, Transmission REN Underlag för beräkning av kapitalkostnad i tkr Underlag för beräkning av löpande kostnader i tkr Underlag för beräkning av genomsnittliga redovisade intäkter i tkr Utfall enligt EI:s metod år 2010 i tkr Swedegas AB, Lagring REN Underlag för beräkning av kapitalkostnad i tkr Underlag för beräkning av löpande kostnader i tkr Underlag för beräkning av genomsnittliga redovisade intäkter i tkr Utfall enligt EI:s metod år 2010 i tkr Varberg Energi AB, Distribution REN Underlag för beräkning av kapitalkostnad i tkr Underlag för beräkning av löpande kostnader i tkr Underlag för beräkning av genomsnittliga redovisade intäkter i tkr Utfall enligt EI:s metod år 2010 i tkr Öresundskraft, Distribution REN Underlag för beräkning av kapitalkostnad i tkr Underlag för beräkning av löpande kostnader i tkr Underlag för beräkning av genomsnittliga redovisade intäkter i tkr Utfall enligt EI:s metod år 2010 i tkr Bilaga 3 Tabell SCB Sammanvägt gasindex E-84, Bilaga 4 Ernst & Youngs rapport WACC NATURGAS, 2010 länk... 70

8 Tabellförteckning Tabell 1 Tabellen redovisar de ingående komponenter i de avtalsformerna/tarifftyperna som godkändes under år 2005 Källa: Statens energimyndighet Tabell 2 Gasnätsföretag och redovisningsenheternas verksamhetsområden Tabell 3 Kalkylränta enligt WACC-metoden Tabell 4 Reglermässig indelning av anläggningskomponenter och avskrivningstider Tabell 5 Redovisning av påverkbara löpande kostnader Tabell 6 Redovisning av opåverkbara löpande kostnader Tabell 7 Redovisning av totala löpande kostnader Tabell 8 Uppgifter ur den särskilda rapporten år Tabell 9 Sammanställning av beräkningar med EI:s granskningsmetod Tabell 10 Uppgifter ur den särskilda rapporten år Tabell 11 Sammanställning av beräkningar med EI:s granskningsmetod Tabell 12 Uppgifter ur den särskilda rapporten år Tabell 13 Sammanställning av beräkningar med EI:s granskningsmetod Tabell 14 Uppgifter ur den särskilda rapporten år Tabell 15 Sammanställning av beräkningar med EI:s granskningsmetod Tabell 16 Uppgifter ur den särskilda rapporten år Tabell 17 Sammanställning av beräkningar med EI:s granskningsmetod Tabell 18 Uppgifter ur den särskilda rapporten år Tabell 19 Sammanställning av beräkningar med EI:s granskningsmetod Tabell 20 Uppgifter ur den särskilda rapporten år Tabell 21 Sammanställning av beräkningar med EI:s granskningsmetod Tabell 22 Uppgifter ur den särskilda rapporten år Tabell 23 Sammanställning av beräkningar med EI:s granskningsmetod Tabell 24 Uppgifter ur den särskilda rapporten år Tabell 25 Sammanställning av beräkningar med EI:s granskningsmetod Tabell 26 Indexsammanställning för transmission och distribution av naturgas Basår =

9 Figurförteckning Figur 1 Ledningslängd i km fördelat på olika redovisningsenheter Figur 2 Överförd energimängd i GWh för varje gasnätsföretags redovisningsenhet Figur 3 Samlade intäkter och överförd energi för samtliga gsanätsföretag i det svenska naturgasystemet under perioden

10 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 överföringstariff förrän de metoder som ligger till grund för utformandet av tariffen har godkänts 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 objektiva och ickediskriminerande. Statens energimyndighet och därefter EI har beslutat om metodgodkännande av naturgasnätsföretagens nättariffer. 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 monopolställning genom att ta ut oskäliga monopolvinster (prop. 2004/05:62 s. 228). Denna granskning sker genom att EI granskar uppgifter ur årsrapporterna för varje redovisningsenhet. Årsrapporterna består av en ekonomisk redovisning som har granskats av företagets revisor. I bilaga till årsrapporten finns en särskild rapport med uppgifter för att kunna jämföra olika överförings- och lagringsverksamheter. 1 Varje redovisningsenhet 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 uppgifter som ska ingå i den särskilda rapporten Förordning (2006:1051) om redovisning och revision av överföring av naturgas, lagring av naturgas och drift av förgasningsanläggning Förordning (2006:1051) om redovisning och revision av överföring av naturgas, lagring av naturgas och drift av förgasningsanläggning Förordning (2006:1051) om redovisning och revision av överföring av naturgas, lagring av naturgas och drift av förgasningsanläggning. 10

11 1.2 Syfte Syftet med denna rapport är att redovisa granskningen av gasnätsföretagens intäkter för år Med den metod som EI har utvecklat beräknas en intäkt för respektive företag för år 2010 som jämförs med nätföretagets redovisade genomsnittliga intäkt för perioden EI vidtar en fördjupad granskning av 2010 års tariffer om den genomsnittliga intäkten är högre än vad metoden medger. Detta sker genom att EI öppnar ett ärende om tillsyn för fördjupad granskning. Ett beslut om fördjupad granskning innebär inte att intäkten behöver vara oskäligt hög utan har till avsikt att mer ingående avgöra om så är fallet. Syftet med rapporten är slutligen också att redovisa EI:s uppföljning av de metodgodkännanden som tillsynsmyndigheten lämnat enligt 6 kap. 5 naturgaslagen. 1.3 Prövning av gasnätstariffer I regleringsbrevet för år 2010 hade EI uppdraget att utreda hur naturgaslagen kan harmoniseras med ellagen i det avseendet att förhandsprövning av gasnätstariffer 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. Rapporten bereds för närvarande inom Regeringskansliet. EI avser, fram till dess att en förhandsprövning kan införas, följa upp gasnätstarifferna i efterhand genom den granskningsmetod som beskrivs i denna rapport. 1.4 Granskningen av gasnätstarifferna år 2009 EI:s granskning av gasnätsföretagens tariffintäkter för år 2009 visade att sju av nio redovisningsenheter hade intäkter som understeg den beräknade intäkten. För fem av dessa redovisningsenheter valde EI att inte gå vidare med någon ytterligare granskning av gasnätstarifferna. EI tog ut fyra redovisningsenheter för fördjupad granskning. Två av redovisningsenheterna överskred den beräknade intäkten. Dessa var 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 förelåg det skäl att fortsätta granskningen på grund av vissa oklarheter i redovisningsunderlaget. För ytterligare information om bakgrunden till granskningen se vidare i rapporten Bedömning av gasnätsföretagens tariffintäkter år 2009 (EI R2010:27). 1.5 Projektets arbetssätt och organisation Arbetet har utförts av en projektgrupp inom EI med följande sammansättning: Anders Falk (projektledare), Conny Bäckman, Linda Werther samt Cia Sjöberg. 11

12 2 Gasnätsföretag i Sverige som överför och lagrar gas Under år 2010 har sex företag med nio stycken redovisningsenheter bedrivit gasnätsverksamhet 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 Det svenska naturgasnätet Naturgas transporteras i transmissionsledningar under högt tryck (maximalt 80 bar). Därefter sker en tryckreducering i mät- och reglerstationer innan det lokala distributionsnätet tar vid för transport av naturgasen till slutkunderna. Distributionssystemet är normalt dimensionerat för ett tryck på maximalt 4 bar, även om det förekommer anläggningar som är anslutna till distributionssystemet som kräver högre tryck. Fördelningen av naturgasledningarna mellan naturgasföretagen i Sverige åskådliggörs på följande bild, figur 1. Figur 1 Ledningslängd i km fördelat på olika redovisningsenheter Ledningslängd i km. 12

13 2.2 Naturgasnätets framväxt och koncentration i Sverige Det svenska naturgasnätet består av transmissionsledningar (62 mil) 4, distributionsledningar (272 mil) och lagringsanläggningar (2 st). I Sverige började naturgas användas år Sverige har ingen egen utvinning av naturgas. 5 All naturgas som förbrukas inom naturgasnätet i Sverige importeras via rörledning från Danmark. Från Danmark går gasledningar till kontinenten och Sverige är på så vis indirekt sammankopplat med kontinentens gasnät via Danmark. Den svenska naturgasmarknaden 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. 2.3 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 2010 levererades 18,56 terawattimmar (TWh) naturgas i övre värmevärde motsvarande 16,98 TWh i undre värmevärde. Den befintliga transmissionsledningen har kapacitet att årligen transportera cirka GWh. Figur 2 visar överförd energimängd gas för transmissions- och distributionsverksamhet. Figur 2 Överförd energimängd i GWh för varje gasnätsföretags redovisningsenhet Överförd energimängd angiven i GWh 4 Siffror inom parantes är hämtade från gasnätsföretagens årsrapporter Däremot förekommer produktion av biogas. Biogas omfattas av begreppet naturgas i 1 kap 2 naturgaslagen (2005:403). 13

14 År 2010 användes cirka 38 procent av nat urgasen inom industrin medan omkring 47 procent användes för produktion av kraftvärme och fjärrvärme. Resterande cirka 15 procent användes för bl.a. uppvärmning av fastigheter, växthus samt som fordonsgas. Öresundsverket i Malmö har tagits i full drift under år 2010 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. Under 2011 har en terminal för flytande naturgas (LNG - Liquefied Natural Gas) tagits i drift. Anläggningen ligger strax norr om Nynas raffinaderi i Nynäshamn. Bolaget Nynäshamns Gasterminal AB ägs av AGA. 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. Koncessionsansökningar har lämnats in av E.ON Gas Sverige AB med begäran att förlänga gasledningen från Gislaved/Gnosjö till Oxelösund via Jönköping. Vidare planerades också en fortsatt ledningsdragning upp till Örebro. Koncession beviljades under år 2011 för sträckan Segerstad i Gislaveds kommun till Torsvik i Jönköpings kommun. 2.4 Försörjningstryggheten En enda tillförselpunkt i Dragör, Danmark och det faktum att Sverige inte har någon egen produktion av naturgas gör på kort sikt att den svenska naturgasmarknaden är känslig för yttre störningar. I ett längre perspektiv är det rimligt att anta att gasleveranserna från Danmark kommer att minska. Orsaken är att tillgången på gas från de danska gasfälten avtar. De senaste åren har olika branschaktörer utrett ytterligare tillförselvägar till det svenska naturgassystemet men inget projekt har hitintills förverkligats. I Sverige finns ett mindre lager som kan utjämna förbrukningstoppar. Lagringsanläggningen ägdes år 2010 av E.ON Sverige och är belägen i Södra Halland. Anläggningen har en lagringskapacitet som motsvarar procent av behovet av gas på den svenska marknaden under en vinterdag. Den uthyrningsbara lagringskapaciteten motsvara behovet under 1,5 vinterdagar. Lagring sker också genom så kallad linepack som utgörs av den naturgas som vid en viss tidpunkt finns lagrad i transmissionsledningen. 14

15 3 Uppföljning av metodgodkännande av gasnätstariffer 3.1 Bakgrund och legala förutsättningar Av 6 kap. 2-5 naturgaslagen följer att den som bedriver överföring av naturgas inte får börja tillämpa en tariff förrän de metoder som ligger till grund för utformandet av tariffen har godkänts av tillsynsmyndigheten samt att ett sådant godkännande ska lämnas om metoderna kan antas leda till att tarifferna uppfyller kraven på att de är objektiva och icke-diskriminernade. Förhandsgodkännandet avser enbart vissa aspekter av tariffernas och anslutningsavgifternas utformning. Bestämmelsen om tillsynsmyndighetens metodgodkännande syftar till att säkerställa att tarifferna och avgifterna blir objektiva och ickediskriminerande, medan skäligheten liksom tidigare bedöms på annat sätt Godkännande av metoder för utformning av tariffer och avgifter Samtliga naturgasnätsföretag ansökte under år 2005 om godkännande av de tariffmetoder som de avsåg att tillämpa för att utforma avgiften eller tariffen. Statens energimyndighet, som då var tillsynsmyndighet, granskade de redovisade metoderna och godkände dessa för alla naturgasnätsföretag under samma år. 7 Tabell 1 visar i sammandrag de olika avtalsformerna/tarifftyperna som godkändes år Tabell 1 Tabellen redovisar de ingående komponenter i de avtalsformerna/tarifftyperna som godkändes under år 2005 Företag Fast avgift Uttagspunktsavgift Effektavgift Energiavgift Övriga avgifter Swedegas AB (Nova Naturgas AB) x x x x x Kraftringen Nät AB ( Lunds Energi Nät AB) x x x E.ON Gas Sverige AB (Sydkraft Gas AB) 8 x x x x E.ON Gas Sverige AB (Sydkraft Gas AB) 9 x x x x Göteborg Energi Gasnät 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 Källa: Statens energimyndighet 6 Proposition 2004/05:62 Genomförande av EG:s direktiv om gemensamma regler för de inre marknaderna för el och naturgas s Dnr , , , , , , , , Avser redovisningsenheten för transmissionsnät. 9 Avser redovisningsenheten för distributionsnät. 15

16 Vid granskningen av 2010 års tariffer har gasnätsföretagen tillfrågats om någon avviklese har skett gentemot tidigare godkända metoder. Inget av företagen har rapporterat någon förändring i metoderna. EI har därför inte funnit skäl att göra någon förnyad granskning av metoderna. 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. 16

17 4 Metod för granskning av gasnätsföretagens intäkter år 2010 Detta avsnitt beskriver den metod som har använts för att granska gasnätsföretagens intäkter för år Kort om metoden 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 anläggningsinnehavarna utnyttjar sin monopolställning genom att ta ut oskäliga monopolvinster (prop. 2004/05:62 s. 228). Granskningen sker i följande steg: 1 EI sammanställer en genomsnittlig redovisad intäkt ( ) utifrån årsrapporterna för varje redovisningsenhet. 2 EI beräknar en intäkt för varje redovisningsenhet med EI:s metod. 3 EI:s beräknade intäkt jämförs med varje redovisningsenhets genomsnittliga redovisade intäkt enligt punkten 1. 4 De redovisningsenheter som har en genomsnittlig redovisad 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 genomsnittlig redovisad intäkt som överstiger den beräknade intäkten blir föremål för en fördjupad granskning. En fördjupad granskning avslutas genom att EI bedömer rimligheten i gasnätsföretagens tariffintäkter. En för hög intäkt ska leda till en justering av gasnätstarifferna. 4.2 Gasnätsföretagen och redovisningsenheter På den svenska naturgasmarknaden finns sex företag som äger olika delar av det svenska naturgasnätet. För närvarande finns nio redovisningsenheter som rapporterar 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 2 redovisas gasnätsföretagen och deras redovisningsenheter. 17

18 Tabell 2 Gasnätsföretag och redovisningsenheternas verksamhetsområden Gasnätsföretag Typ av verksamhet Redovisningsenhet nr 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 Kraftringen Nät AB Distribution REN00887 Swedegas AB Transmission REN00604 Swedegas AB Lagring REN00605 Varberg Energi AB Distribution REN00329 Öresundskraft AB Distribution REN Beräkning av intäkter med EI:s metod I detta avsnitt beskrivs EI:s metod för att beräkna en intäkt för en redovisningsenhet. Den genomsnittliga redovisade intäkten jämförs sedan med den av EI beräknade intäkten. Beräkningsformlerna redovisas i bilaga Uppgifter till grund för beräkningen av intäkten Beräkningen av intäkten sker utifrån uppgifterna i respektive redovisningsenhets årsrapport. Företagen har ombetts att komplettera med uppgifter om reglermässiga anläggningskategorier (mer om detta nedan) då dessa uppgifter saknas i årsrapporten. Samtliga företag har kompletterat med begärda uppgifter. Vissa företag har också redovisat kompletterande uppgifter om anläggningstillgångarnas ursprungliga anskaffningsvärden. Vilka företag det är som har lämnat sådana uppgifter framgår av avsnitt Beräkning av kapitalkostnader Kapitalbas EI har beräknat kapitalkostnaderna genom att alla anläggningstillgångar har värderats till ett nuanskaffningsvärde. 10 För att kunna beräkna nuanskaffningsvärden har EI utgått från anskaffningsvärdena vid den tidpunkt när anläggningarna togs i bruk första gången (ursprungliga anskaffningsvärden). De ursprungliga anskaffningsvärdena har därefter räknats upp till ett nuanskaffningsvärde med SCB:s index E84 för gasföretag. Detta index ska spegla de kostnadsökningar som förekommit sedan anläggningarna togs i bruk. Indexet finns för transmissionsnät och för distributionsnät. Tabell med indexserie för perioden redovisas i bilaga 3. Formler för beräkning av nuanskaffningsvärde återfinns i bilaga 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. 18

19 I årsrapporterna specificeras anläggningstillgångarna efter anskaffningsvärde, anskaffningsår och avskrivningstid. För att kunna beräkna nuanskaffningsvärdet för de olika redovisningsenheterna har innehavarna av redovisningsenheterna ombetts att komplettera med uppgift om fördelningen av anläggningstillgångarna på reglermässiga anläggningskategorier och avskrivningstider enligt EI:s rapport EI R2009: Dessa uppgifter avviker i vissa fall från gasnätsföretagens egna avskrivningstider och indelningar. Utgifter av betydelse för utveckling av det svenska naturgasnätet. I kapitalbasen ingår de anläggningar som används för överföring av naturgas. I tidigare rapport har EI därutöver ansett att investeringsprojekt som ännu inte förverkligats kan tas med i kapitalbasen om särskilda förutsättningar föreligger. 12 Gasnätsföretag som vill ha med dessa utgifter i beräkningen av redovisningsenheternas 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 försörjningstryggheten, dels vilka perioder som utvecklingsutgifterna kommer att utnyttjas. 13 Inget av gasnätsföretagen har yrkat på detta vid 2010 års rapportering. Kalkylränta för år 2010 För att kunna beräkna kapitalkostnaden utifrån kapitalbasens nuanskaffningsvärde använder EI en kalkylränta. Kalkylräntan ska avspegla den ekonomiska risk som kapitalplaceraren tar och som bör leda till avkastning på det investerade kapitalet. Avvägningar av kalkylräntans nivå görs med beräkningar enligt WACCmetoden 14. Beräkningsmetoden baserar sig på fördelningen mellan eget kapital och lånat kapital samt bedömda finansiella risker. EI har låtit konsulten Ernst & Young AB genomföra en beräkning av kalkylränta för företag med verksamhet inom transmission, distribution samt lagring av naturgas i Sverige. Ytterligare information om beräkningsmetodik m.m. finns i Ernst & Young AB:s rapport. Se bilaga 4 samt EI dnr Rapporten är även publicerad på EI:s hemsida. 15 Resultatet av Ernst & Young AB:s beräkning av en skälig WACC (kalkylränta) för 2010 återges i tabell 3 nedan. Ernst & Young AB har föreslagit ett ränteintervall för år EI har valt att använda medelvärdet 6,1 procent vid beräkning av kapitalkostnader i denna rapport. 11 Tillsynsmetod för överföring och lagring av naturgas i Sverige Steg 2 (EI R2009:17). 12 Tillsynsmetod för överföring och lagring av naturgas i Sverige Steg 2 (EI R2009:17) kap s. 31f. 13 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. 14 Weighted Average Capital Cost 15 Sökväg till Ernst & Youngs rapport på EI:s hemsida PM/rapporter-2012/estimering-av-kalkylranta-for-gasnatsverksamhet-for-aren-2010-och-2011/. 19

20 Tabell 3 Kalkylränta enligt WACC-metoden Ernst & Young AB, real WACC före skatt Medelvärde Intervall, min Intervall, max År ,1 % 5,5 % 6,7 % Avskrivningstider för beräkning av kapitalkostnader För att kunna beräkna kapitalkostnaden behöver EI också uppgift om anläggningarnas avskrivningstider. Vid beräkning av kapitalkostnaden har EI utgått från de reglermässiga avskrivningstiderna som EI tidigare bestämt för gasnätsanläggningar. 16 I Tabell 4 redovisas avskrivningstiderna. 17 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 Beräkning av löpande kostnader Den beräknade intäkten består, förutom av kapitalkostnader, också av löpande kostnader. EI har beräknat de löpande kostnaderna enligt följande metod. Löpande kostnader delas in i två kategorier, påverkbara och opåverkbara. De opåverkbara kostnaderna accepteras i sin helhet medan de påverkbara kostnaderna beräknas som ett genomsnitt av redovisningsenhetens historiska löpande kostnader under tillsynsåret och de tre föregående åren. Vid beräkning av nivån på de påverkbara löpande kostnaderna har EI utgått från de löpande påverkbara kostnaderna som redovisningsenheten har haft under åren Kostnaderna för vart och ett utav åren räknas upp med utfallet av inflationen enligt KPI. De uppräknade kostnaderna summeras sedan med de beräknade påverkbara kostnaderna för år 2010 och delas med fyra. På så vis erhålls en påverkbar löpande kostnad för år 2010 som jämnar ut årsvariationer i gasnätsföretagens kostnader. 18 Definition av löpande kostnad Med löpande kostnader avses kostnader som uppstår vid bedrivande av gasnätsverksamhet och som inte är kapitalkostnader. 16 Jfr. EI R2008:16 och EI R2009: Tillsynsmetod för överföring och lagring av naturgas i Sverige Steg 2 (EI R2009:17) Kap. 6 s Tillsynsmetod för överföring och lagring av naturgas i Sverige steg 2 (EI R2009:17) kap. 8.5 s. 55f. 20

21 Redovisningsenhetens löpande kostnader återfinns i årsrapportens resultaträkning under följande poster: Råvaror och förnödenheter (RR73120) Övriga externa kostnader (RR73130) Personalkostnader (RR73140) Jämförelsestörande poster 19 (RR73170) Övriga rörelsekostnader (RR73180). När utgångspunkt tas i årsrapporterna för år 2010 har följande poster exkluderats vid beräkning av löpande kostnader. Förändring av varulager (RR71120) Förändring av pågående arbete för annans räkning 20 (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. 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. 21 Med myndighetsavgifter avses avgifter enligt förordningen om vissa avgifter på naturgasområdet 22 så som tillsynsavgifter och försörjningstrygghetsavgift samt avgifter enligt sprängämnesinspektionens föreskrifter om avgifter för inspektionens verksamhet 23. I granskningen av årsrapporterna för 2010 har inte dessa hanterats som opåverkbara kostnader utan som påverkbara kostnader. Anledningen är attinte alla redovisningsenheter har särredovisat myndighetsavgifterna i årsrapporten för år Redovisning av löpande kostnader år 2010 Nedanstående tabeller (tabell 5-7) redovisar de poster som ingår i beräkningen av löpande kostnader. 19 Från och med 2009 års rapportering har posten Jämförelsestörande poster utgått. 20 Från och med 2009 års rapportering ingår posten i RR71120 Förändring av varulager. 21 Handbok, användarhandledning för redovisning av årsrapporter naturgasverksamhet 2010, s. 25. Dessa kostnader särredovisas i årsrapporten under kod NTN501 i not "Kostnadsspecifikation". 22 SFS 2008: SÄIFS 1999:4. 21

22 Tabell 5 Redovisning av påverkbara löpande kostnader 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) Myndighetsavgifter 24 (Ingår i påverkbara löpande kostnader vid 2010 års granskning) Summa löpande opåverkbara kostnader Tabell 7 Redovisning av totala löpande kostnader Löpande kostnader (LK) Summa löpande påverkbara kostnader Summa löpande opåverkbara kostnader Summa löpande kostnader 4.4 Redovisade genomsnittliga intäkter i relation till beräknade intäkter Företagens intäkter flukturerar över åren till stor del beroende på vädervariationer som leder till att en varierande mängd naturgas 25 överförs i naturgasnätet. Mängden naturgas som behövs för uppvärmning varierar beroende på utomhustemperaturen i förhållande till inomhustempraturen i bostäder och lokaler. Detta förhållande mäts i graddagar 26. SMHI:s mätningar visar att graddagarna var väsentligen fler under år 2010 än år 2009 i de geografiska områden där naturgas används för uppvärmning. Uppgifterna i årsrapporterna visar att mängden överförd energi har ökat under år 2010 jämfört med år Den summerade energimängden i det svenska naturgassystemet har ökat från 31,5 TWh till 43,8 TWh enligt inrapporterade värden i årsrapporterna vilket motsvarar en ökning på 39 %. 24 Myndighetsavgifterna i årsrapporterna 2010 är inte särredovisade. Dessa kostnader förekommer i posterna Råvaror och förnödenheter samt Övriga externa kostnader. 25 Överförd volym mäts i Nm Antalet graddagar under ett år är summan av dygnsmedeltemperaturernas avvikelser från en referenstemperatur. 22

23 I figur 3 visas variationerna i de samlade intäkterna och den överförda energin för samtliga gasnätsföretag i det svenska naturgassystemet. Noteras bör dock att transmissions företag levererar till distributionsföretag vilket innebär att den totala överförda energimängden är betydligt mindre än den som visas i figuren. Vid granskningen av 2010 års tariffer har EI kunnat konstatera att intäkterna har ökat på grund av den ökade mängden överförd energi under år På kort sikt har nätföretagen små möjligheter att korrigera sina tariffer på grund av antalet graddagar som inte går att förutse. För att jämna ut denna effekt har EI i beräkningarna valt att jämföra intäkterna under en fyraårsperiod med den av EI beräknade intäkten. Den fyraårsperiod som valts är densamma som de löpande påverkbara kostnaderna har beräknats utifrån ( ). Figur 3 Samlade intäkter och överförd energi för samtliga gsanätsföretag i det svenska naturgasystemet under perioden Mdkr 1,6 1,4 1,2 1,0 0,8 0,6 0,4 0,2 0,0 TWh Intäkt RR7110 Mdkr Överförd energi NTN171 TWh Om en redovisningsenhet har genomsnittliga intäkter under åren som ryms inom den av EI godtagbara intäkten avslutas granskningen. Anledningen är att EI i dessa fall bedömt att ytterligare granskning inte är påkallad. Undantag är om det framkommer särskilda skäl. Exempel på särskilda skäl kan vara att EI upptäcker att företaget redovisat bristfälliga uppgifter. Om en redovisningsenhet däremot har samlade genomsnittliga intäkter för åren som överstiger den godtagbara intäkten kommer EI att gå vidare med en fördjupad granskning av skäligheten i gasnätsföretagets tariffer. I dessa fall finns det skäl att göra en mer omfattande granskning av företagets ekonomiska redovisning. 23

24 5 Granskning av 2010 års intäkter Granskningen av gasnätsföretagens intäkter har genomförts för varje redovisningsenhet var för sig. Formler och nyckeltal som använts vid beräkningar enligt EI:s metod redovisas i bilaga E.ON Gas Sverige AB, Transmission REN Allmänt om redovisningsenheten E.ON:s transmissionsnät är anslutet till Swedegas stamnät. Redovisningsenheten består av rörledningar som sträcker sig från Trelleborg i söder till Gnosjö i norr. En inledande studie och förprojektering har genomförts i syfte att fortsätta utbyggnaden av ledningsnätet till Jönköping och sedan vidare upp till mellansverige. Till denna redovisningsenhet är följande gasdistributionsföretag och förbrukare anslutna: E.ON Gas Sverige AB, Distribution E.ON Gas Sverige AB, Lagring Lund Energi AB Öresundskraft AB Direktanslutna kunder Tabell 8 Uppgifter ur den särskilda rapporten år Förändring i % Ledningslängd i km Överförd volym angiven i Nm ,7% Överförd energimängd angiven i MWh ,6% Antal uttagspunkter % Intäkt per km ledning i tkr/km 1448, ,25 32 % Intäkt per överförd energimängd i kr/mwh 29,75 40,06-26 % Totalt kapital i tkr % Resultat efter finansiella poster exkl. räntekostnader i tkr % Räntabilitet på totalt kapital 22 % 15 % Beräkning av E.ON Gas Sverige AB:s intäkter från transmission EI:s beräkning av redovisningsenhetens intäkter enligt metoden i avsnitt 4 uppgår till tkr utifrån vad som redovisas i tabell 9. Fördjupat material redovisas i bilaga 2, pkt

25 Tabell 9 Sammanställning av beräkningar med EI:s granskningsmetod i tkr Förändring i % Anskaffningsvärde enl ÅR ,2% Kapitalbas NUAK ,2% Kapitalkostnad ,5% Löpande kostnader ,91% Högsta beräknade intäkt ,8% Genomsnittliga intäkter för perioden Intäkter i del av beräknade intäkter 89 % Differens i tkr EI:s granskning visar att E.ON Gas Sverige AB:s genomsnittliga redovisade intäkter för transmission år understiger den beräknade intäkten med 11procent dvs uppgår till 89 procent av den beräknade intäkten. E.ON Gas Sverige AB har sedan föregående år bytt redovisningsprinciper vilket har resulterat i att anskaffningsvärdena har justerats för transmissionstillgångarna avseende övervärden som uppstått i samband med fusioner samt nedskrivningar av lagertillgångar 27. Ändringarna har gjorts i syfte att uppnå överensstämmelse med EI:s granskningsmetod för beräkning av kapitalbasen. Med hänsyn till att de genomsnittliga intäkterna för perioden understiger den beräknade intäkten och att EI inte heller funnit att det finns andra skäl att fortsätta granskningen avser EI inte gå vidare med granskningen av E.ON Gas Sverige AB transmissions gasnätstariffer för år E.ON Gas Sverige AB, Distribution REN Allmänt om redovisningsenheten E.ON Gas Sverige AB:s distributionsnät är anslutet till E.ON Gas Sverige AB:s transmissionsnät och har slutkunder i Skåne och Halland samt Småland. Tabell 10 Uppgifter ur den särskilda rapporten år Förändring i % Ledningslängd i km ,0% Överförd volym angiven i Nm ,8% Överförd energimängd angiven i MWh ,6% Antal uttagspunkter ,0% Intäkt per km ledning i tkr/km 278,40 236,87 18 % Intäkt per överförd energimängd i kr/mwh 54,15 70,44-23 % Totalt kapital i tkr % Resultat efter finansiella poster exkl. räntekostnader i tkr % Räntabilitet på totalt kapital 13 % 3 % 27 E.ON Gas Sverige, 2010 årsrapport Naturgas avsnittet förvaltningsberättelse. 25

26 5.2.2 Beräkning av E.ON Gas Sverige AB:s intäkter från distribution EI beräknar redovisningsenhetens intäkter med metoden i avsnitt 4 till tkr utifrån vad som redovisas i tabell 11. Fördjupat material redovisas i bilaga 2, pkt Tabell 11 Sammanställning av beräkningar med EI:s granskningsmetod i tkr Förändring i % Anskaffningsvärde enl ÅR ,04% Kapitalbas NUAK ,4% Kapitalkostnad ,4% Löpande kostnader ,97% Högsta beräknade intäkt ,3% Genomsnittliga intäkter för perioden Intäkter i del av beräknade intäkter 75 % Differens i tkr E.ON Gas Sverige AB har sedan föregående år bytt redovisningsprinciper vilket har resulterat i att anskaffningsvärdena har justerats för distributionstillgångarna avseende övervärden som uppstått i samband med fusion samt nedskrivningar av lagertillgångar 28. Ändringarna har gjorts i syfte att uppnå överensstämmelse med EI:s metoder för beräkning av kapitalbasen. Med hänsyn till att den genomsnittliga intäkten för perioden understiger den beräknade intäkten och att EI inte heller funnit att det finns andra skäl att fortsätta granskningen avser EI inte gå vidare med granskningen av E.ON Gas Sverige AB distributions gasnätstariffer för år E.ON Gas Sverige AB, Lagring REN Allmänt om redovisningsenheten E.ON Gas Sverige AB:s anläggning för lagring av naturgas är uppbyggd enligt tekniken LRC (Lined Rock Cavern) och är inrymd i berget Skallen nordväst om Halmstad. Anläggningen består i princip av en stålcylinder för lagring av gas som är placerad i ett bergrum. Gas lagras till ett tryck upp till 200 bar och vid detta tryck kan 10 miljoner Nm 3 lagras. Gaslagret är anslutet direkt till E.ON Gas Sverige AB:s transmissionsnät. Anskaffningsvärdena har ökat i samband med fusion och nedskrivning av lagertillgångar inom E.ON Gas Sverige AB:s redovisningsenheter. 29 Ändringarna har gjorts i syfte att uppnå överensstämmelse med EI:s beräkningsmetod för beräkning av kapitalbasen. 28 E.ON Gas Sverige, 2010 årsrapport Naturgas avsnittet förvaltningsberättelse. 29 E.ON Gas Sverige, 2010 årsrapport Naturgas avsnittet förvaltningsberättelse. 26

27 Tabell 12 Uppgifter ur den särskilda rapporten år Förändring i % Överförd volym angiven i Nm ,3% Totalt kapital i tkr % Resultat efter finansiella poster exkl. räntekostnader i tkr % Räntabilitet på totalt kapital 11 % 11 % Beräkning av E.ON Gas Sverige AB:s intäkter från lagring EI beräknar redovisningsenhetens intäkter enligt metoden i avsnitt 4till tkr utifrån vad som redovisas i Tabell 13. Fördjupat material redovisas i bilaga 2, pkt 1.3. Tabell 13 Sammanställning av beräkningar med EI:s granskningsmetod i tkr Förändring i % Anskaffningsvärde enl ÅR ,20% Kapitalbas NUAK ,9% Kapitalkostnad ,8% Löpande kostnader % Högsta beräknade intäkt ,5% Genomsnittliga intäkter för perioden Intäkter i del av beräknade intäkter 47% Differens i tkr E.ON Gas Sverige AB:s redovisningsenhet för lagring har en genomsnittlig intäkt för åren som är 47 procent av den beräknade intäkten. Företaget har inte inkommit med kompletterande uppgifter och några justeringar har i övrigt inte varit påkallade. Med hänsyn till att den genomsnittliga intäkten understiger den beräknade intäkten och att EI inte heller har funnit att det finns andra skäl att fortsätta granskningen avser EI inte att gå vidare med granskningen av E.ON Gas Sverige AB, lagring för år Göteborg Energi Gasnät AB, Distribution REN Allmänt om redovisningsenheten Göteborg Energi Gasnät AB är dotterbolag till Göteborg Energi AB som i sin tur är ett helägt dotterbolag till Göteborgs Kommunala Förvaltnings AB. Bolaget anlägger, äger och förvaltar naturgasledningar samt övriga anläggningar i anslutning till distribution av naturgas såsom reducerings- och kompressorstationer, abonnentcentraler, mätare m.m. Bolaget överför gas till kunder i Göte- 27

28 borgsområdet för bl.a. uppvärmning och processändamål. Bolaget började bedriva verksamheten under år 2005 då det anskaffade gasnätet från Göteborg Energi AB. 30 Under åren 2008 och 2009 har ett större arbete bedrivits för att konvertera stadsgasnätet till överföring av naturgas. Från och med år 2010 är det konverterade f.d. stadsgasnätet en del av naturgasnätet. Tabell 14 Uppgifter ur den särskilda rapporten år Förändring i % Ledningslängd i km ,4% Överförd volym angiven i Nm ,2% Överförd energimängd angiven i MWh ,2% Antal uttagspunkter ,6% Intäkt per km ledning i tkr/km 460,78 546,38-16 % Intäkt per överförd energimängd i kr/mwh 40,24 40,63-1 % Totalt kapital i tkr % Resultat efter finansiella poster exkl. räntekostnader i tkr % Räntabilitet på totalt kapital 7 % 6 % Särskilda omständigheter Företaget har framfört att de anser att årsrapporterna kan användas i granskningen av gasnätstariffer men att anskaffningsvärdena i årsrapporterna har brister vid beräkning av nuanskaffningsvärdet på kapitalbasen. Anledningen till detta är att anskaffningsvärdena är från när bolaget startade år 2005 och visar därför inte de ursprungliga anskaffningsvärdena. Företaget har redovisat de ursprungliga anskaffningsvärden som erhållits från Göteborg Energi AB. Vid föregående granskning av gasnätsföretagens tariffintäkter år 2009 kunde inte bolaget styrka sina ursprungliga anskaffningsvärden. Bolaget har nu verifierat dessa med underlag från moderbolaget. EI har därför beslutat att utgå från de ursprungliga anskaffningsvärdena Beräkning av Göteborg Energi Gasnät AB:s intäkter från distribution EI beräknar redovisningsenhetens intäkter enligt metoden i avsnitt 4 till tkr utifrån vad som redovisas i tabell 15. Fördjupat material redovisas i bilaga 2, pkt 1.4. Kapitalbasens värde ökar jämfört med EI:s motsvarande beräkning år Det beror på att justeringar har gjorts av anläggningstillgångarnas anskaffningsvärden samt att det konverterade stadsgasnätet ingår från och med år Med dessa uppgifter som grund blir intäkterna 91 procent av den beräknade intäkten. 30 Årsrapport 2010, förvaltningsberättelsen. 28