Ei R2013:08. Bedömning av gasnätsföretagens tariffintäkter år 2011

Transkript

1 Ei R2013:08 Bedömning av gasnätsföretagens tariffintäkter år 2011

2 Energimarknadsinspektionen Box 155, Eskilstuna Energimarknadsinspektionen R2013:08 Författare: Anders Falk Copyright: Energimarknadsinspektionen Rapporten är tillgänglig på Tryckt av Elanders Sverige AB 2013 Omslagsbild: Det svenska naturgasnätet/energimarknadsinspektionen

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 2011 års tariffer genom att gasnätsföretagens redovisade intäkter har jämförts med en av Ei bedömd godkänd intäkt. Granskningen har inte lett till att ytterligare tillsynsinsatser har initierats. Eskilstuna, maj 2013 Anne Vadasz Nilsson 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 2011 samt viss kompletterande ekonomisk information om företagen. Ei har granskat samtliga redovisningsenheters intäkter för år Ingen av de granskade redovisningsenheterna har en samlad genomsnittlig redovisad intäkt för som överstiger den beräknade intäkten enligt Ei:s beräkningsmetod. Ei avser därför inte inleda någon fördjupad granskning av gasnätstariffer för år I sammanhanget bör noteras att eftersom det nuvarande regelverket innebär granskning i efterhand har metoderna i huvudsak utformats för att avgöra i vilken mån en fördjupad granskning av något företag ska inledas. Detta innebär vidare att de nivåer, avseende vad Ei bedömt vara godkända intäkter, endast ska ses utifrån detta sammanhang. Vid en fördjupad granskning kommer ytterligare bedömningar, av vad som kan anses vara skäliga tariffer, att användas. De beräkningsmetoder som Ei hittills har tillämpat vid bedömningarna av tariffernas skälighet i efterhand kommer sannolikt att förändras till kommande års granskningar. Riksdagen har antagit ändringar om förändringar i naturgaslagen (2005:403) som bland annat kommer att innebära förhandsreglering av naturgasföretagens nättariffer. Lagen träder i kraft 1 juni 2013 och första tillsynsperioden är från och med 1 januari år 2015 till 31 december De närmare reglerna och metoderna för hur intäktsramarna ska fastställas inför den första reglerperioden kommer att fastställas under 2013 och inledningen av Vidare innebär detta att efterhandsgranskning av gasnätsföretagens tariffer kommer tillämpas för åren 2012, 2013 och Beroende av hur regelverket och metoderna för den första tillsynsperioden kommer att utformas kan det finnas skäl att även anpassa granskningsmetoderna för 2012 års gasnätstariffer.

5 Innehåll Sammanfattning Bakgrund Syfte Utfall av tidigare granskningar och bedömningar av gasnätstarifffer Granskning år Granskning år Projektets arbetssätt och organisation Naturgassystemet i Sverige Det svenska naturgasnätet Förgasningsanläggningar Ägandeförhållanden i det svenska naturgasnätet Swedegas AB Certifiering som systemoperatör och övertagandet av systemansvaret för stamnätet Naturgasnätets framväxt och koncentration i Sverige Användningen av naturgas i Sverige Naturgassystemets fortsatta utbyggnad Handelsplattform för naturgas och kapacitetsbokning Den svenska modellen och Shipper-modellen Trygg naturgasförsörjning medför ytterligare produkter Reglering av gasnätstariffer Bakgrund och legala förutsättningar Uppföljning av tidigare godkända metodgodkännanden för utformning av tariffer och avgifter Framtida prövning av gasnätstariffer Förhandsreglering av naturgasnätstariffer, systembalansansvar och koncessioner Isolerade naturgasnät utanför naturgassystemet Beräkningsmetod för granskning av gasnätsföretagens intäkter år 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 Intäkter som understiger beräknade intäkter Intäkter som överstiger beräknade intäkter Granskning av 2011 års intäkter Redovisade överförda energimängder i relation till nettoomsättning Förändringar av redovisningsenheterna under år

6 5.2.1 Swedegas AB övertagande av transmissionsledningar och lagringsanläggning Redovisningsenheter för transmissionsverksamhet Redovisningsenheter för lagringsanläggningar 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 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 Särskilda omständigheter Beräkning av Öresundskraft AB:s intäkter från distribution Utfallet av 2011 års granskning... 45

7 Bilaga 1 Formler för beräkning av gasnätsföretagens intäkter enligt metoden Granskningen sker i följande steg Formler för beräkning av 2011 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 bedömda godkända intäkter stäms av mot deras redovisade intäkter för Avstämning av bedömda godkända intäkter för 2011 mot genomsnittliga redovisade intäkter för perioden Mall för uppgifter som redovisas i tabellen Uppgifter ur den särskilda rapporten 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 2011 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 2011 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 2011 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 Underlag för beräkning av genomsnittliga redovisade intäkter i tkr Utfall enligt Ei:s metod år 2011 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 2011 i tkr Swedegas AB, Transmission REN Underlag för beräkning av kapitalkostnad i tkr av som innehafts hela året Underlag för beräkning av kapitalkostnad i tkr av som innehafts del av år Underlag för beräkning av löpande kostnader i tkr Underlag för beräkning av genomsnittliga redovisade intäkter i tkr... 71

8 1.6.5 Utfall enligt Ei:s metod år 2011 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 2011 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 2011 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 2011 i tkr Bilaga 3 Tabell SCB Sammanvägt gasindex E-84, Bilaga 4 Ernst & Youngs rapport WACC NATURGAS, 2011 länk... 82

9 Figurförteckning Figur 1 Ledningslängd i km per fördelat på innehavare Figur 2 Schematisk uppställning över det svenska naturgassystemets uppbyggnad Figur 3 Total mängd debiterbar mängd naturgas i transmissionssystemet Figur 4 Total debiterbar mängd överför energi i distributionssystemen Figur 5 Fördelning av naturgasförbrukningen under år 2011 (Siffror inom parantes är 2010 års värden) Figur 6 Utvecklingen av olika index med basår Figur 7 Totala nettoomsättningen och överförd energimängd under år 2008 till 2011 för transmissionsföretag Figur 8 Totala nettoomsättningen och överförd energimängd under år 2008 till 2011 för distributionsföretag Figur 9 Förändringar av vissa redovisningsenheternas omfattning under perioden

10 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 Tabell 9 Sammanställning av beräkningar med Ei:s granskningsmetod Tabell 10 Uppgifter ur den särskilda rapporten Tabell 11 Sammanställning av beräkningar med Ei:s granskningsmetod Tabell 12 Uppgifter ur den särskilda rapporten Tabell 13 Sammanställning av beräkningar med Ei:s granskningsmetod Tabell 14 Uppgifter ur den särskilda rapporten Tabell 15 Sammanställning av beräkningar med Ei:s granskningsmetod Tabell 16 Uppgifter ur den särskilda rapporten Tabell 17 Sammanställning av beräkningar med Ei:s granskningsmetod Tabell 18 Uppgifter ur den särskilda rapporten Tabell 19 Sammanställning av beräkningar med Ei:s granskningsmetod Tabell 20 Uppgifter ur den särskilda rapporten Tabell 21 Sammanställning av beräkningar med Ei:s granskningsmetod Tabell 22 Uppgifter ur den särskilda rapporten Tabell 23 Sammanställning av beräkningar med Ei:s granskningsmetod Tabell 24 Uppgifter ur den särskilda rapporten Tabell 25 Sammanställning av beräkningar med Ei:s granskningsmetod Tabell 26 Indexsammanställning för transmission och distribution av naturgas Basår =

11 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. 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). Granskningen av gasnätsföretagens tariffer sker genom att Ei granskar de uppgifter som lämnats i årsrapporterna för respektive redovisningsenhet. Årsrapporterna består av en ekonomisk redovisning som har granskats av företagets revisor och dels av ytterligare tekniska uppgifter för att kunna jämföra olika överförings- och lagringsverksamheter. 1 Varje redovisningsenhet har dessutom skyldighet att upprätta ett anläggningsregister som ska hållas aktuellt. 2 Ei får meddela närmare föreskrifter om hur egna och leasade anläggningstillgångar ska specificeras samt vilka uppgifter som ska ingå i den särskilda rapporten. 3 Ei har dessutom möjlighet att med stöd av 10 kap. 2 naturgaslagen (2005:403) begära in de uppgifter som behövs för tillsyn. 1.1 Syfte Syftet med denna rapport är att redovisa granskningen av gasnätsföretagens intäkter för år 2011 samt ge en beskrivning av de huvudsakliga faktorerna som påverkat tarifferna i det svenska naturgassystemet. Med den metod som Ei har 1 6 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. 11

12 utvecklat, och som för närvarande tillämpas, beräknas en bedömd godkänd intäktsnivå för respektive företag för år Den intäktsnivå jämförs med nätföretagets redovisade genomsnittliga intäkt för perioden Ei kan därefter besluta om att vidta en fördjupad granskning av 2011 års tariffer om den genomsnittliga intäkten är högre än vad metoden medger vilket också kommer att redovisas i rapporten. Syftet är slutligen också att redovisa Ei:s uppföljning av de metodgodkännanden som tillsynsmyndigheten lämnat enligt 6 kap. 5 naturgaslagen. 1.2 Utfall av tidigare granskningar och bedömningar av gasnätstarifffer Granskning år 2009 Ei:s granskning av gasnätsföretagens tariffintäkter för år 2009 visade att sju av nio redovisningsenheter hade intäkter som understeg den bedömda godkända intäktsnivån. 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) Granskning år 2010 Ei:s granskning av gasnätsföretagens tariffintäkter för år 2010 visade att inga företag översteg den bedömda godkända intäktsnivån. För ytterligare information om bakgrunden till granskningen se vidare i rapporten Bedömning av gasnätsföretagens tariffintäkter år 2010 (EI R2012:08). 1.3 Projektets arbetssätt och organisation Arbetet har utförts av en projektgrupp inom Ei bestående av Anders Falk (projektledare) och Mathilda Lindersson. 12

13 2 Naturgassystemet i Sverige Under år 2011 har sex företag med nio stycken redovisningsenheter bedrivit gasnätsverksamhet i Sverige. Dessa har redovisat sina verksamheter i årsrapporter till Ei. Två redovisningsenheter har bedrivit transmissionsverksamhet, fem enheter distributionsverksamhet och två enheter lagring av naturgas enligt naturgaslagen. Under år 2011 förvärvade Swedegas AB E.ON Gas Sveriges AB:s transmissionsledningar och gaslagrings anläggning. Genom förvärvet återstår endast ett naturgasföretag som bedriver transmissions- och lagringsverksamhet i Sverige. Genom ändrade redovisningsrutiner för år 2011 redovisas lagring av gas i rörledning, s.k. linepack, som transmissionsverksamhet. Lagringsanläggningen för naturgas redovisas däremot skilt från transmissionsverksamheten. 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. Distributionssystemen är normalt dimensionerade för ett tryck på maximalt 4 bar, även om det förekommer anläggningar, som är anslutna till distributionssystemet, som kräver högre tryck. Vid utgången av år 2011 var fördelningen av naturgasledningarna för transmission och distribution fördelade på innehavare enligt följande diagram, figur 1. Figur 1 Ledningslängd i km per fördelat på innehavare Ledningslängd i km 13

14 2.1.1 Förgasningsanläggningar Under år 2011 var inga förgasningsanläggningar anslutna till det svenska naturgasledningsnätet. Under 2012 har förstudier genomförts för att etablera en förgasningsanläggning med tillhörande lagringsanläggning i Göteborgs hamn. Projektet genomförs i två faser där den senare fasen innebär en anslutning till naturgassystemet. Projektets huvudman är Swedegas AB och genomförs i samarbete med Vopak LNG Holding B.V. samt Göteborgs Hamn. Anläggningen kommer att vara tillgänglig för tredje parts tillträde genom ett Open Season 4 förfarande Ägandeförhållanden i det svenska naturgasnätet Den 30 september 2011 förvärvade Swedegas AB E.ON Gas Sverige AB:s innehav av 230 km stamledning såväl som en mindre lagringsanläggning av naturgas som var direkt ansluten till stamledningen. Transaktionen innebar att redovisningen av dessa anläggningar kommer att delas mellan de inblandade gasnätsföretagen. Konsekvenserna av detta behandlas vidare i kapitel 5. En schematisk uppställning över anslutningarna i det svenska naturgassystemet och ekonomiska samband mellan gasnätsinnehavarna framgår av figur 2. Figur 2 Schematisk uppställning över det svenska naturgassystemets uppbyggnad 4 Open Season förfarandet är en process där alla presumtiva användare av terminalen har möjlighet att anmäla sitt intresse för de tjänster som terminalen kommer att erbjuda. Förfarandet ör en öppen process som ska säkerställa att alla budgivare ges samma förutsättningar. 14

15 2.1.3 Swedegas AB Certifiering som systemoperatör och övertagandet av systemansvaret för stamnätet Genom Swedegas AB:s förvärv från E.ON Gas Sverige AB är det endast en ägare av det svenska stamnätet för naturgas. I utredningen Framtida Regelverk och Ansvarsförhållanden på Naturgasmarknaden i Sverige (FRANS-utredningen), SOU 2011:46 kom utredningen fram till att det var möjligt för en privat aktör att inneha systemansvaret och även balansansvaret i det svenska naturgassystemet. Efter förvärvet har Swedegas AB ansökt om certifiering som TSO (Transmission System Operator). Ansökan har prövats och godkänts av Ei den 6 juni Systembalansansvaret för det svenska naturgsnätet innehas av Svenska Kraftnät t.o.m. den 31 maj Lagstiftningen har ändrats under år 2013 så att Swedegas AB övertar systembalansansvaret från den 1 juni Därmed kan Swedegas AB i praktiken utöva transmission operatörens ansvar fullt ut. 2.2 Naturgasnätets framväxt och koncentration i Sverige I Sverige började naturgas användas år Sverige har ingen egen utvinning av naturgas. 6 All naturgas som förbrukas inom naturgasnätet i Sverige importeras via rörledning från Danmark. Från Danmarks gasfält går dessutom en dubbelriktad förbindelse till det europeiska gasnätet. Sverige är på så vis indirekt sammankopplat med detta nät via Danmark. Den svenska naturgasnätet är regionalt koncentrerad till västkusten längs ett stamledningsnät som sträcker sig från Malmö kommun i söder till Stenungssund kommun i norr med en förgreningar både till Trelleborgs kommun och Gnosjö kommun. Ledningsnätet består av transmissionsledningar (62 mil) 7 och distributionsledningar (272 mil) samt en lagringsanläggning Användningen av naturgas i Sverige I de trettiotal kommuner som har tillgång till det svenska motsvarar naturgasförbrukningen cirka tjugo procent av energianvändningen, vilket är i paritet med övriga europeiska länder med utbyggda naturgasnät. Under kalenderåret 2011 levererades 13,27 terawattimmar (TWh) (18,56 TWh år 2010) naturgas i övre värmevärde och 12,14 (16,98) TWh naturgas i undre värmevärde. Den befintliga stamnätet har kapacitet att årligen transportera cirka 22 TWh. I figur 3 redovisas den årliga överförda energimängden i transmissonsnätet. Notera att endast Swedegas AB innehade hela transmissionsnätet från den 1 oktober 2011 eftersom E.ON Gas Sverige AB hade sålt sin del av transmissionsnätet till Swedegas AB vid detta tillfälle. 5 Diarienr Däremot förekommer produktion av biogas. Biogas omfattas av begreppet naturgas i 1 kap 2 naturgaslagen (2005:403). 7 Siffror inom parantes är hämtade från gasnätsföretagens årsrapporter

16 Figur 3 Total mängd debiterbar mängd naturgas i transmissionssystemet MNm Total debiterbar mängd (MNm3) överförd naturgas i transmissionssystemet Den överförda mängden gas som transporterats i distributionsnäten redovisas i figur 4. Varberg Energi AB har ställt om till andra energislag och överförde endast 5 MNm 3 till sina kunder vilket i figuren ska jämföras med E.ON Gas Sverige AB som överförde 871 MNm 3 till sina kunder. Figur 4 Total debiterbar mängd överför energi i distributionssystemen MNm E.ON Gas Sverige AB Göteborgs Energi Gasnät AB Kraftringen Nät AB Varberg Energi AB Öresundskraft AB Total debiterbar mängd (MNm 3) överförd naturgas i distributionssystemen Intäkterna är volymberoende och kopplade till den transporterade mängden gas. Minskningen i överförd mängd gas beror i huvudsak av två anledningar, antalet graddagar 8 minskade under 2011 och priserna på andra energislag sjönk och då framförallt el. Fördelningen av naturgasförbrukningen på olika marknadssegment redovisas i figur 5. 8 Med graddagar avses antalet dagar under ett år då dygnsmedeltempraturen avviker från en referenstempratur. 16

17 Figur 5 Fördelning av naturgasförbrukningen under år 2011 (Siffror inom parantes är 2010 års värden) Övriga näringar 10% (9) Bostäder 6% (5) Tillverkningsindustri 37% (30) Kraftvärmeverk 47% (56) Övriga näringar omfattar exempelvis uppvärmning av hyresfastigheter och lokaler, växthus och även fordonsgas Naturgassystemets fortsatta utbyggnad Källa: SCB Det finns möjligheter att förlänga den befintliga gasledningen. Regeringen beviljade koncession för att bygga och använda en överföringsledning sträckan Segerstad till Torsvik i Jönköpings län. Den beviljade koncessionen omfattat en ledningslängd om totalt c:a 77 km. Koncessionen gäller till den 18 mars Som villkor föreskrev regeringen att lednigen ska färdigställas inom 5 år från beslutet Handelsplattform för naturgas och kapacitetsbokning Under år 2011 fanns det sex leverantörer av naturgas som slutit avtal med den balansansvariga myndigheten, Svenska Kraftnät (Svk) Dessa leverantörer är E.ON Gas Sverige AB, Modity AB, Varberg Energi AB, Göteborgs Energi AB, Dong Energy AB och ApportGas AB. Byte av gasleverantör ligger på en låg nivå i Sverige och sker mera sällan än vad som sker inom el-segmentet i Sverige och övriga Europa. Inom EU arbetar medlemsstaterna på att uppnå likartade marknadsförutsättningar och regelverk för att åstadkomma en gränsöverskridande handel och en gemensam marknad. Under år 2011 fanns det olika modeller för att leverera naturgas. I huvudsak förekommer två modeller dels den europeiska shipper-modellen och dels den svenska modellen Den svenska modellen och Shipper-modellen Den svenska modellen för bokning av överföringskapacitet utgår ifrån den modell som används inom elområdet. Syftet har varit att ha likartade modeller oavsett om det är el eller naturgas. 17

18 Huvudskillnaden mellan de två modellerna ligger i vem som bokar och utnyttjar kapaciteten samt flexibiliteten i transmissionssystemet. I shipper-modellen görs detta av de kommersiella handelsaktörerna (shippers), medan i den svenska modellen är det distributionsbolagen som hanterar kapacitetsbokning i det överliggande transmissionssystemet Trygg naturgasförsörjning medför ytterligare produkter Kundernas möjlighet att erhålla leveranser av naturgas har uppmärksammats av EU och genom gasförsörjningsförordningen 9 ställs krav på medlemsstaterna att vidta åtgärder i syfte att öka försörjningstryggheten för naturgas. Som ett komplement till förordningen beslutade riksdagen att införa en lag om trygg naturgasförsörjning (2012:273) som började gälla från den 1 juni Energimyndigheten är utsedd vara behörig myndighet med ansvar för tillämpningen av förordningen. Om leveranssvårigheter uppstår från det danska systemet meddelas detta av den danska reglermyndigheten, Energinet.dk i tre olika nivåer. Systemet bygger på frivillig bortkoppling och Sverige har tre möjligheter att försörja sig själv. Detta kan ske genom utnyttjande av den lagrings som skett via line-pack i rörledningarna, biogas produktion och genom uttag från gaslagringsanläggningen. Dessa ändrade förutsättningar innebär att leverantörerna av gasleveranser i det svenska naturgassystemet har att ta hänsyn till om kunderna ska erhålla gasleveranser där avbrott godtas alternativt att gasleveranser ska ske utan avbrott. Swedegas AB har infört dessa möjligheter i sitt produktutbud. 9 Europaparlamentets och rådets förordning (EU) nr 994/2010 av den 20 oktober 2010 om åtgärder för att trygga naturgasförsörjningen och om upphävande av rådets direktiv 2004/67/EG 10 Energimyndigheten är utsedd att vara behörig myndighet med ansvar för tillämpningen av förordningen. 18

19 3 Reglering av gasnätstariffer 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-diskriminerande. Sverige har förnärvarande en reglering i efterhand av naturgastarifferna, en expost reglering. Detta innebär att Ei granskar de gasnätsföretagen efter avslutat verksamhetsår. Inom el-området har förhandsreglering av nättarifferna införts från år Denna reglering benämns ex-ante reglering och innebär att Ei beslutar en intäktsram för en fyra-års period. Denna ram är avgörande för vilka maximala sammanlagda inkomster ett företag kan ta ut från sina kunder under perioden. Sverige avser att införa motsvarande reglering för naturgasnätföretagen. Se vidare avsnitt Granskningen av naturgasnätsföretagens tariffer omfattar de företag som är anslutna till det svenska naturgassystemet enligt villkoren i naturgaslagen (2005:403). Granskningen sker i efterhand och utförs med stöd av uppgifter i inlämnade årsrapporter kompletterande med uppgifter rörande anskaffning av anläggningstillgångarna. För att bedöma skäligheten i de tariffer och avgifter som gasnätsföretagen har haft görs en bedömning av företagens intäkter i förhållande till en beräknad godkänd intäkt enligt Ei:s modell. Denna modell beskrivs närmare i kapitel Bakgrund och legala förutsättningar 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 icke-diskriminerande, medan skäligheten liksom tidigare bedöms på annat sätt Uppföljning av tidigare godkända metodgodkännanden för utformning av tariffer och avgifter Samtliga naturgasnätsföretag ansökte under år 2005 om godkännande av de metoder 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. 12 Tabell 1 visar i sammandrag de olika avtalsformerna/tarifftyperna som godkändes år Proposition 2004/05:62 Genomförande av EG:s direktiv om gemensamma regler för de inre marknaderna för el och naturgas s Dnr , , , , , , , ,

20 År 2007 ansökte och beviljades Göteborg Energi Gasnät AB en revidering av tidigare beslutat metodgodkännande från år Förändringen bestod av att flera effektsteg har införts i tariffen. I övrigt vidhölls samma metod som tidigare hade godkänts. 13 Tabell 1 Tabellen redovisar de ingående komponenter i de avtalsformerna/tarifftyperna som godkändes under år 2005 Källa: Statens energimyndighet Företag Fast avgift Uttagspunktsavgift Effektavgift Energiavgift 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) 14 x x x x E.ON Gas Sverige AB (Sydkraft Gas AB) 15 x x x x E.ON Gas Sverige AB (Dong Sverige Distribution AB) x x Göteborg Energi Gasnät AB 16 x x x Öresundskraft AB x x x Öresundskraft AB (Ängelholms Energi AB) x x x Varberg Energi AB x x x Vid granskningen av 2011 års tariffer har gasnätsföretagen tillfrågats om någon avvikelse 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. 3.2 Framtida 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 föreslog Ei att naturgaslagen i allt väsentligt får samma utformning som ellagen avseende förhandsprövning av nättariffer. Riksdagen har antagit ändringar om förändringar i naturgaslagen (2005:403) som bland annat möjliggör förhandsreglering av naturgasföretagens nättariffer. Lagen träder i kraft 1 juni 2013 och första tillsynsperioden är 1 januari 2015 till 31 december Dnr Avser redovisningsenheten för transmissionsnät. 15 Avser redovisningsenheten för distributionsnät. 16 Reviderat metodgodkännande s år

21 3.2.1 Förhandsreglering av naturgasnätstariffer, systembalansansvar och koncessioner Naturgaslagen (2005:403) har ändrats för att göra det möjligt att förhandsreglera gasnätstarifferna, utse vem som kan inneha systembalansansvaret, göra undantag från koncessionskrav. Av lagändringarna följer att gasnätföretagen ska begära en intäktsram som ska täcka skäliga kostnader för att bedriva gasnät verksamhet och ge en rimlig avkastning på det kapital som krävs för att bedriva verksamhet i form av överföring och lagring av naturgas samt tillträde till förgasningsanläggning vilken är tillkopplad till naturgassystemet. Vidare kan regeringen utse en myndighet eller en juridisk person att ha ansvaret för att balansen mellan uttag och tillförsel av naturgas i det nationella naturgassystemet på kort sikt upprätthålls dvs. systembalansansvaret. Dessutom förslås en ordning hur undantag kan göras från koncessions föreskrifter avseende naturgasledningar i det svenska naturgassystemet. 3.3 Isolerade naturgasnät utanför naturgassystemet Frågan har aktualiserats huruvida andra gasnät som är fristående från det svenska naturgasnätet, som exempelvis stadsgasnätet i Stockholm, ska regeleras på motsvarande sätt som för naturgassystemet och elnät. Ei:s tillsyn över naturgas omfattar idag endast det svenska naturgassystemet på västkusten. Vad som avses med naturgassystemet framgår av naturgaslagen (2005:403). Denna avgränsning innebär att övriga ledningsnät som transporterar gas som exempelvis förångad naturgas och biogas inte är inom Ei:s tillsyns uppdrag. För övriga fristående gasnät har Ei i regeringsuppdrag år 2012 utrett frågan om dessa kan omfattas av förhandsregleringen av nättariffer. Resultatet presenterades i Ei:s rapport, Nya regler för isolerade naturgasnät (Ei R2013:01), vilken levererades till regeringen i januari Sammafattningsvis kom Ei till slutsatsen att den nuvarande naturgaslagen (2005:403) är utformad för att tillämpas på naturgasnätet på västkusten. Lagstiftningen tar inte sikte på de förhållanden som idag råder på gasmarknaden. Ei kom till den slutsatsen att gasnät som uppvisar samma karaktäristika också bör behandlas lika i regleringen. 17 Rapporten går att ladda ner från Ei:s hemsida under följande länk: rade_stadsgasnat_eir2013_01.pdf. 21

22 4 Beräkningsmetod för granskning av gasnätsföretagens intäkter år 2011 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 bedömd godkänd 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. 4.1 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. 22

23 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 REN Göteborgs Energi Gasnät AB Distribution REN00606 Kraftringen Nät AB Distribution REN00887 Swedegas AB Transmission och Line-Pack REN00604 Swedegas AB Lagring REN 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 20 då dessa uppgifter saknas i årsrapporten. Samtliga företag har kompletterat med begärda uppgifter. Vissa företag har också redovisat kompletterande uppgifter om anläggningstillgångarnas ursprungliga anskaffningsvärden se avsnitt Beräkning av kapitalkostnader Kapitalbas Ei har beräknat kapitalkostnaderna genom att alla anläggningstillgångar har värderats till ett nuanskaffningsvärde. 21 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 18 Anläggning avyttrades till Swedegas AB den 30 september Under år 2011redovisar E.ON sin lagerverksamhet i REN00868 och Swedegas sin lagrings verksamhet i REN Anläggning avyttrades till Swedegas AB den 30 september Under år 2011redovisar E.ON sin lagerverksamhet i REN00868 och Swedegas sin lagrings verksamhet i REN År 2010 redovisade Swedegas sin Line-Pack verksamhet i REN År 2011 redovisas Swedegas Line-Pack verksamhet i REN EI R2008:16, s 30ff 21 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. 23

24 de kostnadsökningar som uppstått 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 1. 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 uppgifter om fördelningen av anläggningstillgångarna på reglermässiga anläggningskategorier och avskrivningstider enligt metoden beskriven i 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. Enligt Ei:s metod kan också investeringsprojekt som ännu inte förverkligats tas med i kapitalbasen om särskilda förutsättningar föreligger. 23 Gasnätsföretag som vill ha med dessa utgifter i beräkningen av redovisnings enheternas kapitalbas får motivera detta och Ei gör därefter en bedömning i det enskilda fallet. Företagen ska dels redovisa hur utgiften anses utgöra ett främjande av gassystemets utveckling i sin helhet eller medverka till försörjningstryggheten och dels vilka perioder som utvecklingsutgifterna kommer att utnyttjas. 24 Inget av gasnätsföretagen har yrkat på att investeringsobjekt som inte har förverkligats ska ingå i kapitalbasen vid 2011 års rapportering. Kalkylränta för år 2011 För att kunna beräkna kapitalkostnaden utifrån kapitalbasens nuanskaffningsvärde använder Ei en kalkylränta. Kalkylräntan ska avspegla den ekonomiska risk som kapitalplaceraren tar och en rimlig avkastning på det investerade kapitalet. Avvägningar av kalkylräntans nivå görs med beräkningar enligt WACC-metoden 25. 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. Resultatet av Ernst & Young AB:s beräkning av en skälig kalkylränta (WACC) för 2011 återges i tabell 3 nedan. Ernst & Young AB har bedömt ett 22 Tillsynsmetod för överföring och lagring av naturgas i Sverige Steg 2 (EI R2009:17). 23 Tillsynsmetod för överföring och lagring av naturgas i Sverige Steg 2 (EI R2009:17) kap s. 31f. 24 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. 25 Weighted Average Capital Cost 24

25 kalkylränteintervall för år Ei har valt att använda medelvärdet 6,35 procent vid beräkning av kapitalkostnader i denna rapport. Tabell 3 Kalkylränta enligt WACC-metoden Ernst & Young AB, real WACC före skatt Medelvärde Intervall, min Intervall, max År ,35 % 5,7 % 7,0 % 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. 26 I Tabell 4 redovisas avskrivningstiderna. 27 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 Sammanvägt SCB index E84 för att värdera kapitalbas till nuanskaffningsvärde Efter det att det svenska naturgassystemet togs i bruk 1985 expanderade detta under c:a 20 år. Därefter har endast marginella investeringar genomförts. Detta medför att det inte föreligger tillräcklig information om priser för att anlägga gasnätsanläggningar för att kunna upprätta någon form av standardprislista liknande den som upprättas för elutrustningar i förhandsregleringen av elnät. För naturgasföretagen sker istället en nuanskaffningsvärdering genom indexuppräkning av ursprungliga anskaffningsutgifter alternativt bokförda anskaffningsvärden. SCB har tagit fram ett index som baseras på entreprenadindexet E84 och en lämplig sammanvägning av tillämpbara delindex (indexlittra). Det sammanvägda indexet är uppbyggt på kostnadsutvecklingen för entreprenadarbeten, material och projektering. Två index används, ett för transmissonsnätet och ett för distributionsnätet. Skillnaden är att transmissionsledningarna är högtrycksledningar och består av annat material än lågtrycksledningarna. Transmissionsledningarna har därför en annan kostnadsutveckling. Indexserierna och ingående indexlittra redovisas i bilaga 3. Den årliga utvecklingen av olika index redovisas i figur 6 nedan. 26 Jfr. EI R2008:16 och EI R2009: Tillsynsmetod för överföring och lagring av naturgas i Sverige Steg 2 (EI R2009:17) Kap. 6 s

26 Figur 6 Utvecklingen av olika index med basår E84 Transmission E84 Distribution KPI Årsmedel FPI bas Linjär (E84 Transmission) Linjär (E84 Distribution) Linjär (E84 Distribution) Linjär (KPI Årsmedel) Linjär (FPI bas 1985) 0 Källa: SCB Beräkning av löpande kostnader Den beräknade godkända 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 För att eliminera penningvärdets påverkan av inflation räknas kostnaderna för vart och ett av åren upp med utfallet av inflationen enligt kostnadsprisindex (KPI). De uppräknade kostnaderna summeras sedan med de beräknade påverkbara kostnaderna för år 2011 och delas därefter med fyra. På så vis erhålls en påverkbar löpande kostnad för år 2011 som jämnar ut årsvariationer i gasnätsföretagens kostnader. 28 Det bör noteras att det används två olika index i bedömning av gasnätsföretagens tariffer. För beräkning av kapitalbasens nuanskaffningsvärde används det sammanvägda entreprenadindexet E84 för att ta hänsyn till kostnadsutvecklingen vid anläggandet av gasledningar med tillhörande utrustning. Vid beräkning av gasföretagens löpande kostnader och intäkter över en fyraårsperiod används 28 Tillsynsmetod för överföring och lagring av naturgas i Sverige steg 2 (EI R2009:17) kap. 8.5 s. 55f. 26

27 förändringar i KPI för att erhålla jämförbara penningvärden. De olika indexen har olika utveckling beroende på att kostnadsutvecklingen vid förläggning av ledningsrör styrs av andra faktorer än konsumentpriserna. Av figur 6 framgår olika index utveckling med bas i år 1985 i jämförelse med fastighetspris index (FPI) för byggnader. Skillnaden kan förklaras av olika branschers utveckling och effektivisering. Definition av löpande kostnad Med löpande kostnader avses kostnader som uppstår vid bedrivande av gasnätsverksamhet och som inte är kapitalkostnader. Redovisningsenhetens löpande kostnader återfinns i årsrapportens resultaträkning under följande poster: Råvaror och förnödenheter (RR73120) Övriga externa kostnader (RR73130) Personalkostnader (RR73140) Jämförelsestörande poster 29 (RR73170) Övriga rörelsekostnader (RR73180). När utgångspunkt tas i naturgasnätsföretagens årsrapporter för år 2011 har följande poster exkluderats vid beräkning av löpande kostnader. Förändring av varulager (RR71120) Förändring av pågående arbete för annans räkning 30 (RR71130) Aktiverat arbete för egen räkning (RR71140). Anledningen till att dessa poster exkluderas är att vissa kostnader bokförs löpande och ingår 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. de kostnader som nätägaren har för transporttjänster i överliggande nät. 31 Dessa exkluderas från de påverkbara löpande kostnaderna. Redovisning av löpande kostnader år 2011 Nedanstående tabeller (tabell 5-7) redovisar de poster som ingår i beräkningen av löpande kostnader. 29 Från och med 2009 års rapportering har posten Jämförelsestörande poster utgått. 30 Från och med 2009 års rapportering ingår posten i RR71120 Förändring av varulager. 31 Handbok, användarhandledning för redovisning av årsrapporter naturgasverksamhet 2010, s. 25. Dessa kostnader särredovisas i årsrapporten under kod NTN501 i not "Kostnadsspecifikation". 27

28 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 32 (Ingår i påverkbara löpande kostnader vid 2011 års granskning) Summa löpande opåverkbara kostnader Med myndighetsavgifter avses avgifter enligt förordningen om vissa avgifter på naturgasområdet 33 såsom tillsynsavgifter och försörjningstrygghetsavgift samt avgifter enligt sprängämnesinspektionens föreskrifter om avgifter för inspektionens verksamhet 34. Vid inrapporteringen av årsrapporterna för år 2011 har inte myndighetsavgifterna konsekvent särredovisats och för att erhålla jämförbarhet mellan företagen har därför myndighetskostnaderna ingått som en del av de påverkbara löpande kostnaderna. Tabell 7 Redovisning av totala löpande kostnader Löpande kostnader (LK) Summa löpande påverkbara kostnader Summa löpande opåverkbara kostnader Summa löpande kostnader 4.3 Redovisade genomsnittliga intäkter i relation till beräknade intäkter På kort sikt har nätföretagen små möjligheter att korrigera sina tariffer på grund variationer i vädret och av antalet graddagar som inte går att förutse se vidare avsnitt 5.1För 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 ( ) och uppräknad med KPI till 2011 års penningvärde. 32 Dessa kostnader förekommer i posterna Råvaror och förnödenheter samt Övriga externa kostnader. 33 SFS 2008: SÄIFS 1999:4. 28

29 4.4 Intäkter som understiger beräknade intäkter Om en redovisningsenhet har genomsnittliga intäkter under åren som understiger den av Ei beräknade godkända intäkten avslutas granskningen. Anledningen är att Ei i dessa fall bedömt att ytterligare granskning inte är påkallad, om det inte framkommer särskilda skäl. Exempel på särskilda skäl kan vara att Ei anser att företaget redovisat bristfälliga uppgifter. 4.5 Intäkter som överstiger beräknade intäkter Om en redovisningsenhet har samlade genomsnittliga intäkter för åren som överstiger den beräknade 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 nättariffer och redovisade uppgifter. 29

30 5 Granskning av 2011 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 Redovisade överförda energimängder i relation till nettoomsättning Att gasnätsföretagens intäkter fluktuerar över åren beror till stor del på vädervariationer som leder till att en varierande mängd naturgas 35 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 36. SMHI:s mätningar visar att graddagarna var väsentligt färre under år 2011 än år 2010 i de geografiska områden där naturgas används för uppvärmning. Uppgifterna i årsrapporterna visar att mängden överförd energi har minskat under år 2011 jämfört med år från 43,8 TWh till 32,0 TWh vilket motsvarar en minskning med 27 %. Vid granskningen av 2011 års tariffer har Ei kunnat konstatera att intäkterna har minskat med 6 % medan den totala överförda energimängden har minskat med 27 %. En analys av de samlade intäkterna och överförd energimängd för de båda transmissionsföretagen som har varit verksamma under år 2011 visar att tarifferna har ett svagt samband med den överförda energi mängden. Detta tyder på att priserna för överföring av naturgas har ökat per Twh under år 2011 jämfört med år Detta samband visas i figur 7 nedan. 35 Överförd volym mäts i Nm Antalet graddagar under ett år är summan av dygnsmedeltemperaturernas avvikelser från en referenstemperatur. 30

31 Figur 7 Totala nettoomsättningen och överförd energimängd under år 2008 till 2011 för transmissionsföretag tkr Twh 30,0 25,0 20,0 15,0 10,0 5,0 Total nettoomsättning, transmission RR7110 Överförd energimängd, transmission NTN ,0 Likaledes råder samma förhållanden för de samlade distributionsföretagen. Där korrelationen mellan överförd energimängd och distributionsföretagens nettoomsättning är svagare än motsvarande för transmissionsföretagen. Sambandet beskrivs i nedanstående figur 8. Figur 8 Totala nettoomsättningen och överförd energimängd under år 2008 till 2011 för distributionsföretag tkr Twh 18,0 16,0 14,0 12,0 10,0 8,0 6,0 4,0 2,0 0,0 Total nettoomsättning, distribution RR7110 Överförd energimängd, distribution NTN171 En kortfattad sammanfattning är att tendensen under år 2011 är att priserna för överföring av gas har ökat hos distributionsföretagen. Detta indikeras av att den samlade nettoomsättningen inte har minskat i samma takt som den överförda energimängden har avtagit. För transmissionsföretagen kan samma tendens skönjas, dock är det inte lika tydligt. Strukturförändringarna i ägarskapet och ändringar i redovisningsenheternas verksamhet medför att åren 2010 och 2011 inte heller är fullt jämförbara. 31

32 5.2 Förändringar av redovisningsenheterna under år Swedegas AB övertagande av transmissionsledningar och lagringsanläggning Den 30 september övertog Swedegas AB ansvaret för E.ON Gas Sveriges AB:s del i stamledningsnätet och den lagringsanläggning som lokaliserat i Skallen, Halland. Dessutom ingick i affären de koncessionsrättigheter 37 som erhållits av E.ON för utvidgning av stamnätet. Vidare kommer under år 2011 lagringsverksamhet i rörledning s.k. line-pack att ingå som en del av transmissionsverksamheten. Tidigare år ( ) har denna typ av lagringsverksamhet redovisats skilt från transmissionsverksamheten. E.ON Gas Sverige AB hade ingen affärsverksamhet rörande line-pack till skillnad från Swedegas AB och hade därför heller ingen redovisningsenhet för denna typ av verksamhet. Swedegas AB upphörde med denna typ av verksamhet under år 2011 och därmed sker heller igen redovisning av line-pack. För att öka jämförbarheten mellan år 2010 och 2011 har därför Swedegas AB:s redovisningsenheter för transmisson och lagring år 2010 slagits samman i denna rapport. Se vidare avsnitt Redovisningsenheter för transmissionsverksamhet Genom de förändringar som genomförts inom det svenska naturgassystemet kommer den ekonomiska redovisningen och den historiska jämförbarheten över åren att bryts under år Swedegas AB redovisar under år 2011 naturgassystemets hela transmissionsnät i REN I bedömning av tarifferna får innehavaren av anläggningstillgångarna tillgodoräkna sig kapitalkostnaden för den period som anläggningen innehas dvs. för den del som skiftades mellan företagen. Fördelningen är att E.ON Gas Sverige AB får tillgodoräkna sig de kapitalkostnader som företaget haft under årets nio första månader. Swedegas AB får följaktligen tillgodoräkna sig kapitalkostnaderna för samma anläggningstillgångar de tre sista månaderna av år Redovisningsenheter för lagringsanläggningar Den av Swedegas AB förvärvade lagringsanläggingen i Skallen kommer att ingå i olika redovisningsenheter utifrån varje ägares innehavsperiod, dvs 3 respektive 9 månader. E.ON Gas Sverige AB redovisar i REN00868 och Swedegas AB redovisar i REN Fram till år 2010 omfattar REN00605 Swedegas AB:s verksamhet lagring i rörledning i form av line-pack men under år 2011 används samma redovisningsenhet tillfälligt för redovisning av lagring av naturgas i lagringsanläggningen i Skallen. Redovisningsenheten REN00868 kommer från och med nästa redovisningsår, 2012, åter att omfatta lagret i Skallen. Förändringar av redovisningsenheter i samband med Swedegas AB:s övertagande av E.ON Gas Sverige AB:s del av stamledningen i naturgassystemet samt lagret i Skallen lagret visas i figur Överlåtelsen omfattar även den beviljade koncessionen mellan Västra Segerstad och Torsvik i Jönköpings Län. Någon ledning har ännu inte färdigställts. Beviljad koncession gäller till och med

33 Figur 9 Förändringar av vissa redovisningsenheternas omfattning under perioden T.om 30/9 Fr.om 1/ E.ON T REN00599 E.ON T REN00599 E.ON T REN00599 Återstående AnlT E.ON L REN00868 Skallen lagret E.ON L REN00868 Skallen lagret Swedegas T REN00604 Swedegas L REN00605 Line Pack Swedegas T REN00604 Trans + Line Pack Swedegas T REN00604 Trans + Line Pack Swedegas L REN00605 Skallen lagret Swedegas T REN00898 Trans + Line Pack Swedegas L REN00868 Skallen lagret Teckenförklaring T = Transmission L= Lager 5.3 E.ON Gas Sverige AB, Transmission REN Allmänt om redovisningsenheten E.ON:s transmissionsnät med beviljade koncessioner såldes till Swedegas AB den 30 september 2011 således kan E.ON tillgodoräkna sig kapitalkostnader för innehavsperioden. Ei har som grund för beräkning av kapitalkostnaderna utgått från den utgående balansen från år 2010, vilket anses vara kapitalbasens ingående balans för år Någon redovisning från E.ON har inte erhållits. Under innehavstiden var E.ON:s transmissionsnät anslutet till Swedegas stamnät. Redovisningsenheten bestod av rörledningar som sträckte 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. Koncession har sökts och erhållits på del av sträckan. Denna koncessionsrättighet har som tidigare nämnts överlåtits till Swedegas AB. I tabell 8 redovisas några tekniska och ekonomiska nyckeltal som grundar sig på de årsrapporter som företaget har lämnat till Ei. Vissa anpassningar har gjorts till att E.ON innehaft anläggningarna del av året. 33

34 Tabell 8 Uppgifter ur den särskilda rapporten Förändring i % Ledningslängd i km Överförd volym angiven i Nm ,8% Överförd energimängd angiven i MWh ,8% Antal uttagspunkter % Total nettoomsättning i tkr % Intäkt per km ledning i tkr/km % Intäkt per överförd energimängd i öre/kwh 4,4 3,0 48,6% Totalt kapital i tkr ,0% Resultat efter finansiella poster exkl. räntekostnader i tkr ,8% Räntabilitet på totalt kapital i tkr -76,00% 22,30% -440,8% Beräkning av E.ON Gas Sverige AB:s intäkter från transmission Ei:s beräkning av redovisningsenhetens årliga medelintäkt under åren 2008 till 2011 uppgår till tkr utifrån vad som redovisas i tabell 9. Metoden beskrivs närmare i avsnitt 4. Fördjupat material redovisas i bilaga 2, pkt Tabell 9 Sammanställning av beräkningar med Ei:s granskningsmetod i tkr Förändring i % Anskaffningsvärde enligt årsredovisning ,00% Kapitalbas NUAK ,73% Kapitalkostnad ,39% Löpande kostnader ,50% Bedömda godkända intäkter enligt Ei ,24% Genomsnittliga intäkter för perioden ,11% Genomsnittliga intäkter i förhållande till bedömda godkända intäkter 79% 89% -11,66% Differens i tkr ,41% Ei:s granskning visar att E.ON Gas Sverige AB:s genomsnittliga redovisade intäkter för transmission år är 79 procent av den bedömda godkända intäkten. E.ON Gas Sverige AB har tidigare under år 2010 bytt redovisningsprinciper vilket har resulterat i att anskaffningsvärdena har justerats för transmissionstillgångarna avseende övervärden som uppstått i samband med fusioner samt nedskrivningar av lagertillgångar 38. Med hänsyn till att de genomsnittliga redovisade intäkterna understiger den bedömda godkända intäkten och Ei inte heller funnit att det finns andra skäl att fortsätta granskningen avser Ei att inte gå vidare med granskningen av E.ON Gas Sverige gasnätstariffer i transmissionsverksamheten för år E.ON Gas Sverige, 2010 årsrapport Naturgas avsnittet förvaltningsberättelse. 34

35 5.4 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 Förändring i % Ledningslängd i km ,3% Överförd volym angiven i Nm ,6% Överförd energimängd angiven i MWh ,6% Antal uttagspunkter ,2% Total nettoomsättning i tkr ,4% Intäkt per km ledning i tkr/km 273,66 278,40-1,7% Intäkt per överförd energimängd i öre/kwh 6,98 5,42 29,0% Totalt kapital i tkr ,5% Resultat efter finansiella poster exkl. räntekostnader i tkr ,8% Räntabilitet på totalt kapital i tkr 9,8% 12,4% -20,9% 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 enligt årsredovisning ,00% Kapitalbas NUAK ,57% Kapitalkostnad ,72% Löpande kostnader ,73% Bedömda godkända intäkter enligt Ei ,19% Genomsnittliga intäkter för perioden ,11% Genomsnittliga intäkter i förhållande till bedömda godkända intäkter 83% 75% 11,44% Differens i tkr ,78% Ei:s granskning visar att E.ON Gas Sverige AB:s genomsnittliga redovisade intäkter för distribution år är 83 procent av de bedömda godkända intäkten. E.ON Gas Sverige AB har tidigare under år 2010 bytt redovisningsprinciper vilket har resulterat i att anskaffningsvärdena har justerats för distributionstillgångarna 35

36 avseende övervärden som uppstått i samband med fusion samt nedskrivningar av lagertillgångar 39. Med hänsyn till att de genomsnittliga redovisade intäkterna understiger den bedömda godkända intäkten och Ei inte heller funnit att det finns andra skäl att fortsätta granskningen avser Ei att inte gå vidare med granskningen av E.ON Gas Sverige AB:s gasnätstariffer i distributionsverksamheten för år E.ON Gas Sverige AB, Lagring REN Allmänt om redovisningsenheten Lagringsanläggningen i berget Skallen ingick i försäljningen till Swedegas AB av E.ON:s anläggningar. Ytterliggare information om lagringsanläggningen finns under avsnitt 5.8. I och med Swedegas AB:s övertagande av anläggningen har det av redovisningstekniska skäl medfört att sista kvartalet redovisas under Swedegas AB:s redovisningsenhet REN (Se vidare avsnitt 5.8) Tidigare under år 2010 har anskaffningsvärdena förändrats i samband med fusion och nedskrivning av lagertillgångar inom E.ON Gas Sverige AB:s redovisningsenheter. 40 Tabell 12 Uppgifter ur den särskilda rapporten Förändring i % Ledningslängd i km 0 0 Överförd volym angiven i Nm ,4% Total nettoomsättning i tkr ,5% Totalt kapital i tkr ,2% Resultat efter finansiella poster exkl. räntekostnader i tkr ,9% Räntabilitet på totalt kapital i tkr -21,3% 4,3% -599,2% Beräkning av E.ON Gas Sverige AB:s intäkter från lagring Ei beräknar redovisningsenhetens intäkter enligt metoden i avsnitt 4 till tkr utifrån vad som redovisas under avsnitt 4. Fördjupat material redovisas i bilaga 2, pkt E.ON Gas Sverige, 2010 årsrapport Naturgas avsnittet förvaltningsberättelse. 40 E.ON Gas Sverige, 2010 årsrapport Naturgas avsnittet förvaltningsberättelse. 36

37 Tabell 13 Sammanställning av beräkningar med Ei:s granskningsmetod i tkr Förändri ng i % Anskaffningsvärde enligt årsredovisning ,00% Kapitalbas NUAK ,54% Kapitalkostnad ,38% Löpande kostnader ,59% Bedömda godkända intäkter enligt Ei ,36% Genomsnittliga intäkter för perioden ,54% Genomsnittliga intäkter i förhållande till bedömda godkända intäkter 31% 47% -34,13% Differens i tkr ,69% Ei:s granskning visar att E.ON Gas Sverige AB:s genomsnittliga redovisade intäkter för lagring år är 31 procent av den bedömda godkända intäkten. Med hänsyn till att de genomsnittliga redovisade intäkterna understiger den bedömda godkända intäkten och Ei inte heller funnit att det finns andra skäl att fortsätta granskningen avser Ei att inte gå vidare med granskningen av E.ON Gas Sverige AB:s gasnätstariffer i lagringsverksamheten 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 Göteborgsområdet för bl.a. uppvärmning och processändamål. Bolaget började bedriva verksamheten under år 2005 då det anskaffade gasnätet från Göteborg Energi AB. 41 Under åren 2008 och 2009 har företaget konverterat stadsgasnätet till överföring av naturgas. Från och med år 2010 är det konverterade f.d. stadsgasnätet en del av naturgasnätet. 41 Årsrapport 2010, förvaltningsberättelsen. 37

38 Tabell 14 Uppgifter ur den särskilda rapporten Förändring i % Ledningslängd i km ,9% Överförd volym angiven i Nm ,4% Överförd energimängd angiven i MWh ,4% Antal uttagspunkter ,0% Total nettoomsättning i tkr ,9% Intäkt per km ledning i tkr/km 469,31 473,92-1,0% Intäkt per överförd energimängd i öre/kwh 4,92 4,02 22,4% Totalt kapital i tkr ,1% Resultat efter finansiella poster exkl. räntekostnader i tkr ,3% Räntabilitet på totalt kapital i tkr 6,9% 6,1% 14,5% Särskilda omständigheter Företaget har framfört att de anser att årsrapporterna kan användas i granskningen av gasnätstariffer men att anskaffningsvärdena i årsrapporterna har brister som påverkar 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 därför även redovisat och, verifierat de ursprungliga anskaffningsvärdena. Ei har därför beslutat att utgå från dessa 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. Tabell 15 Sammanställning av beräkningar med Ei:s granskningsmetod i tkr Förändring i % Anskaffningsvärde enligt årsredovisning ,42% Kapitalbas NUAK ,02% Kapitalkostnad ,63% Löpande kostnader ,67% Bedömda godkända intäkter enligt Ei ,50% Genomsnittliga intäkter för perioden ,50% Genomsnittliga intäkter i förhållande till bedömda godkända intäkter 86% 91% -5,36% Differens i tkr ,69% Ei:s granskning visar att Göteborg Energi Gasnät AB:s genomsnittliga redovisade intäkter för distribution år är 86 procent av den bedömda godkända intäkten. 38

39 Med hänsyn till att de genomsnittliga redovisade intäkterna understiger den bedömda godkända intäkten och Ei inte heller funnit att det finns andra skäl att fortsätta granskningen avser Ei att inte gå vidare med granskningen av Göteborg Energi Gasnät AB:s gasnätstariffer i distributionsverksamheten för år Kraftringen Nät AB, Distribution REN Allmänt om redovisningsenheten Kraftringen Nät AB (f.d. Lunds Energi AB, REN00327) är ett helägt dotterbolag till Lunds Energikoncernen AB. Lunds Energikoncernen AB ägs av Kraftringen AB som i sin tur ägs av Lunds, Eslövs, Hörbys och Lommas kommuner. Bolaget övertog verksamheten avseende överföring av naturgas från moderbolaget Lunds Energikoncernen AB den 1 januari Tabell 16 Uppgifter ur den särskilda rapporten Förändring i % Ledningslängd i km ,6% Överförd volym angiven i Nm ,3% Överförd energimängd angiven i MWh ,4% Antal uttagspunkter ,6% Total nettoomsättning i tkr ,4% Intäkt per km ledning i tkr/km 251,10 288,13-12,9% Intäkt per överförd energimängd i öre/kwh 8,64 8,05 7,3% Totalt kapital i tkr ,2% Resultat efter finansiella poster exkl. räntekostnader i tkr ,2% Räntabilitet på totalt kapital i tkr 28,4% 16,0% 77,2% Beräkning av Kraftringen Nät AB:s intäkter från distribution Ei beräknar redovisningsenhetens intäkter enligt metoden i avsnitt 4 till tkr utifrån vad som redovisas i tabell 17. Fördjupat material redovisas i bilaga 2, pkt 1.5. Tabell 17 Sammanställning av beräkningar med Ei:s granskningsmetod i tkr Förändring i % Anskaffningsvärde enligt årsredovisning ,96% Kapitalbas NUAK ,53% Kapitalkostnad ,53% Löpande kostnader ,05% Bedömda godkända intäkter enligt Ei ,44% Genomsnittliga intäkter för perioden ,14% Genomsnittliga intäkter i förhållande till bedömda godkända intäkter 96% 77% 23,72% Differens i tkr ,66% 39

40 Ei:s granskning visar att Kraftringen Nät AB:s genomsnittliga redovisade intäkter för distribution år är 96 procent av den bedömda godkända intäkten. Med hänsyn till att de genomsnittliga redovisade intäkterna understiger den bedömda godkända intäkten och Ei inte heller funnit att det finns andra skäl att fortsätta granskningen avser Ei att inte gå vidare med granskningen av Kraftringen Nät AB:s gasnätstariffer i distributionsverksamheten för år Swedegas AB, Transmission REN Allmänt om redovisningsenheten Swedegas AB äger och driver stamledningen för transport av naturgas från Dragör i Danmark till Stenungssund. Till Swedegas stamnät är anslutet: E.ON Gas Sverige AB, distribution Kraftringen Nät AB Göteborgs Energi Gasnät AB Varberg Energi AB Öresundskraft AB Gaslagret i berget Skallen Direktanslutna kunder Swedegas AB ägs av Narob AB som i sin tur ägs av Narob Holding AB och därefter i sin tur ägs av EQTs infrastrukturfond. Tabell 18 Uppgifter ur den särskilda rapporten Förändring i % Ledningslängd i km ,0% Överförd volym angiven i Nm ,0% Överförd energimängd angiven i MWh ,0% Antal uttagspunkter ,3% Total nettoomsättning i tkr ,0% Intäkt per km ledning i tkr/km 447,51 704,67-36,5% Intäkt per överförd energimängd i öre/kwh 2,06 1,61 27,8% Totalt kapital i tkr ,5% Resultat efter finansiella poster exkl. räntekostnader i tkr ,2% Räntabilitet på totalt kapital i tkr 6,2% 15,3% -59,4% Särskilda omständigheter Under tidigare redovisningsår har det funnits en särskild redovisningsenhet där line-pack redovisats (REN00605). Genom de förändringar som genomförts enligt propositionen Naturgasfrågor (2012/13:85) avseende lagring av gas rörledning kommer dessa intäkter att ingå i transmissionsverksamheten. Därför utgår den särskilda redovisningsenheten för line-pack verksamhet, REN

41 Företaget har under 1990-talet skrivit ned anläggningarnas värde till noll. Därefter har anläggningarna skrivits upp igen till samma värde som innan nedskrivningen. Efter uppskrivningen av anläggningstillgångarna så har detta medfört att företaget endast gör restvärdesavskrivningar vilket innebär att anläggningarna aldrig kommer att skrivas av fullständigt. 42 I årsrapporten 2011 har anläggningstillgångarna redovisats till ett enda aggregerat värde. För Ei:s beräkningar behövs en uppdelning på anskaffningsår, anskaffningsvärde och anläggningskategori. Företaget har därför till Ei redovisat detta. Ei har med stöd av de redovisade uppgifterna kunnat fördela anläggningstillgångarna på de reglermässiga avskrivningstiderna, se tabell Beräkning av Swedegas AB:s intäkter från transmission Ei beräknar redovisningsenhetens intäkter enligt metoden i avsnitt 4 till tkr utifrån vad som redovisas i tabell 19. Hänsyn har tagits till att Swedegas AB har ägt hela stamnätet under endast en del av året. Fördjupat material redovisas i bilaga 2, pkt 1.6. De samlade anläggningstillgångarna har redovisats i två tabeller. Den ena visar de anläggningstillgångar som företaget haft rådighet över hela verksamhetsåret, tabell Den andra tabellen, 1.6.2, redovisar de anläggningstillgångar som företaget endast haft rådighet över under en viss del av verksamhetsåret. I tabell redovisas den samlade redovisningen av kapital- och löpande kostnader i jämförelse med den av Ei beräknade intäkten enligt Ei:s metod. Tabell 19 Sammanställning av beräkningar med Ei:s granskningsmetod i tkr Förändring i % Anskaffningsvärde enligt årsredovisning ,98% Kapitalbas NUAK ,15% Kapitalkostnad ,34% Löpande kostnader ,83% Bedömda godkända intäkter enligt Ei ,45% Genomsnittliga intäkter för perioden ,27% Genomsnittliga intäkter i förhållande till bedömda godkända intäkter 45% 69% -34,58% Differens i tkr ,76% För att få jämförbarhet med år 2010 har ovanstående uppgifter i tabell 19 justerats att även inkludera Swedegas AB:s line-pack verksamhet för år I Swedegas fall har oklarheter i redovisningen i årsrapporten medfört att Swedegas AB har fått redovisa kompletterande underlag till Ei. Ei avser att fortsättningsvis begära kompletterande uppgifter avseende fördelningen av anläggningstillgångarna efter reglermässig komponentindelning samt anskaffningsvärde och år. 42 Uppskrivningsfonden, under bundet eget kapital, redovisas för 2010 till tkr ( tkr, 2009). 41

42 Ei:s granskning visar att Swedegas AB:s genomsnittliga redovisade intäkter för transmission år är 45 procent av den bedömda godkända intäkten. Med hänsyn till att de genomsnittliga intäkterna för åren understiger den bedömd godkända intäkten och Ei inte heller funnit att det finns andra skäl att fortsätta granskningen avser Ei att inte gå vidare med granskningen av Swedegas AB:s gasnätstariffer i transmissionsverksamheten för år Swedegas AB, Lagring REN Allmänt om redovisningsenheten Swedegas AB:s anläggning för lagring av naturgas 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 m 3 lagras. Gaslagret är anslutet direkt till transmissionsnätet. Swedegas AB har under år 2011 endast haft inmatning i gaslagret och således har ingen utmatning skett från anläggningen. Detta framgår av tabell 20 där detta redovisas som överförd volym. Tabell 20 Uppgifter ur den särskilda rapporten 2011 Överförd volym angiven i Nm3 0 Total nettoomsättning i tkr Totalt kapital i tkr Resultat efter finansiella poster exkl. räntekostnader i tkr Räntabilitet på totalt kapital i tkr 12,5% Särskilda omständigheter I denna redovisningsenhet (REN00605) redovisas under år 2011 endast lagring av gas i den särskilda lagringsanläggningen och då för den del av året som Swedegas AB haft rådighet över anläggningen. Under övriga delen av året redovisas den anläggning av E.ON Gas Sverige AB under redovisningsnummer REN00868, se vidare avsnitt 5.4. Någon redovisning av line-pack redovisas inte under denna redovisningsenhet detta år. I avsnittet om Swedegas AB, Transmission se avsnitt 5.7 har redogjorts för de övriga särskilda omständigheter som råder i verksamheten Beräkning av Swedegas AB:s intäkter från lagringsverksamhet Ei beräknar redovisningsenhetens intäkter enligt metoden i avsnitt 4 till tkr utifrån vad som redovisas i tabell 21. Fördjupat material redovisas i bilaga 2, pkt

43 Tabell 21 Sammanställning av beräkningar med Ei:s granskningsmetod i tkr 2011 Anskaffningsvärde enligt Swedegas AB Kapitalbas NUAK Kapitalkostnad Löpande kostnader Bedömda godkända intäkter enligt Ei Genomsnittliga intäkter för perioden Genomsnittliga intäkter i förhållande till bedömda godkända intäkter 25% Differens i tkr Ei:s granskning visar att Swedegas AB:s genomsnittliga redovisade intäkter för lagring år är 25 procent av de bedömda godkända intäkten. Med hänsyn till att de genomsnittliga redovisade intäkterna understiger den bedömda godkända intäkten och Ei inte heller funnit att det finns andra skäl att fortsätta granskningen avser Ei att inte gå vidare med granskningen av Swedegas AB:s gasnätstariffer i lagringsverksamheten för år Varberg Energi AB, Distribution REN Allmänt om redovisningsenheten Varberg Energi AB:s distributionsnät är anslutet till Swedegas AB:s stamnät. Tabell 22 Uppgifter ur den särskilda rapporten Förändring i % Ledningslängd i km ,6% Överförd volym angiven i Nm ,0% Överförd energimängd angiven i MWh ,2% Antal uttagspunkter ,1% Total nettoomsättning i tkr ,3% Intäkt per km ledning i tkr/km 92,70 92,34 0,4% Intäkt per överförd energimängd i öre/kwh 12,48 12,61-1,1% Totalt kapital i tkr ,5% Resultat efter finansiella poster exkl. räntekostnader i tkr ,6% Räntabilitet på totalt kapital i tkr -4,2% 2,2% -294,2% Beräkning av Varberg Energi AB:s intäkter från distribution Ei beräknar redovisningsenhetens intäkter enligt metoden i avsnitt 4 till tkr utifrån vad som redovisas i tabell 23. Fördjupat material redovisas i bilaga 2, pkt

44 Tabell 23 Sammanställning av beräkningar med Ei:s granskningsmetod i tkr Förändring i % Anskaffningsvärde enligt årsredovisning ,98% Kapitalbas NUAK ,69% Kapitalkostnad ,04% Löpande kostnader ,47% Bedömda godkända intäkter enligt Ei ,19% Genomsnittliga intäkter för perioden ,31% Genomsnittliga intäkter i förhållande till bedömda godkända intäkter 73% 79% -7,20% Differens i tkr ,72% Ei:s granskning visar att Varberg Energi AB:s genomsnittliga redovisade intäkter för distribution år är 73 procent av de bedömda godkända intäkten. Med hänsyn till att de genomsnittliga redovisade intäkterna understiger den bedömda godkända intäkten och Ei inte heller funnit att det finns andra skäl att fortsätta granskningen avser Ei att inte gå vidare med granskningen av Varberg Energi AB:s gasnätstariffer i distributionsverksamheten för år Öresundskraft, Distribution REN Allmänt om redovisningsenheten Öresundskraft AB:s båda distributionsnät är anslutna till Swedegas AB:s transmissionsnät. Distributionsnäten omfattar transport av gas i Helsingborg respektive i Ängelholm. Tabell 24 Uppgifter ur den särskilda rapporten Förändring i % Ledningslängd i km ,0% Överförd volym angiven i Nm ,5% Överförd energimängd angiven i MWh ,3% Antal uttagspunkter ,0% Total nettoomsättning i tkr ,8% Intäkt per km ledning i tkr/km 262,59 308,32-14,8% Intäkt per överförd energimängd i öre/kwh 6,81 6,69 1,7% Totalt kapital i tkr ,0% Resultat efter finansiella poster exkl. räntekostnader i tkr ,6% Räntabilitet på totalt kapital i tkr 16,9% 22,5% -24,8% 44

45 Särskilda omständigheter Öresundskraft AB har tidigare förvärvat gasnätet i Ängelholm. De ursprungliga anskaffningsvärdena har använts och dessutom har Ei utgått från de ursprungliga anskaffningsvärdena som användes innan bolagiseringen skedde år Beräkning av Öresundskraft AB:s intäkter från distribution Ei beräknar redovisningsenhetens intäkter med metoden i avsnitt 4 till tkr utifrån vad som redovisas i tabell 25. Fördjupat material redovisas i bilaga 2, pkt Tabell 25 Sammanställning av beräkningar med Ei:s granskningsmetod i tkr Förändring i % Anskaffningsvärde enligt årsredovisning ,21% Kapitalbas NUAK ,63% Kapitalkostnad ,96% Löpande kostnader ,40% Bedömda godkända intäkter enligt Ei ,40% Genomsnittliga intäkter för perioden ,96% Genomsnittliga intäkter i förhållande till bedömda godkända intäkter 89% 92% -3,15% Differens i tkr ,98% Ei:s granskning visar att Öresundskraft AB:s genomsnittliga redovisade intäkter för distribution år är 89 procent av den bedömda godkända intäkten. Med hänsyn till att de genomsnittliga redovisade intäkterna understiger den bedömda godkända intäkten och Ei inte heller funnit att det finns andra skäl att fortsätta granskningen avser Ei att inte gå vidare med granskningen av Öresundskraft AB:s gasnätstariffer i distributionsverksamheten för år Utfallet av 2011 års granskning Ei har granskat samtliga redovisningsenheters intäkter för år 2011 med den metod som Ei presenterat i avsnitt 4. Ingen av de granskade redovisningsenheterna har en samlad genomsnittlig redovisad intäkt för som överstiger den beräknade intäkten enligt Ei:s beräkningsmetod. Ei avser därför inte inleda någon fördjupad granskning av gasnätstariffer för år De beräkningsmetoder som Ei hittills har tillämpat vid bedömningarna av tariffernas skälighet i efterhand kommer sannolikt att förändras till kommande års granskningar. Riksdagen har antagit ändringar om förändringar i naturgaslagen (2005:403) som bland annat kommer att innebära förhandsreglering av naturgasföretagens nättariffer. Lagen träder i kraft 1 juni 2013 och första tillsynsperioden är från och med 1 januari år 2015 till 31 december De närmare reglerna och metoderna för hur intäktsramarna ska fastställas inför den första reglerperioden kommer att fastställas under 2013 och inledningen av Vidare innebär detta att efterhandsgranskning av gasnätsföretagens tariffer kommer tillämpas för åren 2012, 2013 och Beroende av det närmare 45

46 regelverket och metoderna för den första tillsynsperioden kommer att utformas kan det finnas skäl att även anpassa granskningsmetoderna för 2012 års gasnätstariffer. 46

47 Bilaga 1 Formler för beräkning av gasnätsföretagens intäkter enligt metoden Granskningen sker i följande steg Ei sammanställer en genomsnittlig redovisad intäkt ( ) utifrån årsrapporterna för varje redovisningsenhet. Ei beräknar en intäkt för varje redovisningsenhet. Ei:s beräknade intäkt jämförs med varje redovisningsenhets genomsnittliga redovisade intäkt för de fyra senaste åren. 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. De företag som har en redovisad genomsnittlig intäkt som överstiger den beräknade intäkten blir föremål för en fördjupad företagsspecifik granskning. En fördjupad granskning avslutas genom att Ei bedömer om gasnätstarifferna är rimliga. En orimlig intäkt leder till justering av gasnätstarifferna. Ei:s beräkning av intäkter för år 2011 utgår ifrån 2011 års penningvärde. Beräkningen av intäkterna sker i sex steg: 1 Beräkning av nuanskaffningsvärde (NUAK) Beräkning av kapitalkostnaderna med real annuitet för år 2011 Beräkning av den genomsnittliga löpande påverkbara kostnaden för perioden samt beräkning av de löpande opåverkbara kostnaderna för år Summering av kapital- och löpande kostnader. Beräkning av redovisade genomsnittliga intäkter för perioden Beräknade intäkter stäms av mot redovisade genomsnittliga intäkter Formler för beräkning av 2011 års intäkter Nedan följer en beskrivning av de formler som har använts för att beräkna en intäkt för gasnätsföretagen för år Beräkning av nuanskaffningsvärde (NUAK) Formel 1 Formel för att beräkna NUAK värde för anläggningstillgångarna med avseende på anskaffningsår S:a anläggningskategoriernas anskaffningsvärde för varje anskaffningsår * *Sammanvägt IndexE842010/anskaffningsåret= NUAK2011 Anskaffningsvärdet hämtas från årsrapporterna 2011 samt de kompletteringar som varje redovisningsenhet har gjort gällande fördelningar av anskaffningsvärden på 47

48 olika anläggningskategorier och anskaffningsår. Motsvarande beräkningar har genomförts om ursprungliga anskaffningsvärden har redovisats av företagen. Med Index E84 avses det av SCB framtagna och årliga uppdaterade sammanvägda E84-indexet för naturgasnät i Sverige. Utifrån skillnaderna mellan indextal för olika år framräknas en påslagskoefficient. Exempel på beräkning av NUAK Om det samlade anskaffningsvärdet är 100 tkr för anläggningar i en anläggningskategori i ett distributionsföretag år 2000 så utgör anläggningarnas nuanskaffningsvärde för detta år 154,8 tkr: Formel 2 Exempel på beräkning av NUAK NUAK2011 = Anskaffningsvärde2000 *indexe842000/2011 = 100 * 1,548 = 154,8 tkr Beräkning av kapitalkostnad med real annuitet för år 2011 Formel 3 Beräkning av kapitalkostnaden som real annuitet WACC NUAK * = Kapitalkos tnad 2011per anläggningskategori avskrivningstiden (1 (WACC + 1)) Summa kapitalkos tnader = Kapitalkos tnad RA2011per anläggningskategori RA2011 Beräkningen av kapitalkostnaden utgår från tre huvudsakliga parametrar Beräknad nuanskaffningskostnad (NUAK) för anläggningstillgångarna per anläggningskategori och avskrivningstid Avkastningen på investerat kapital dvs. kalkylräntan beräknad med WACCmetoden Reglermässiga avskrivningstider för respektive anläggningskategori Med parametern - avskrivningstid används det negativa värdet av den reglermässiga avskrivningstiden 43 för respektive anläggningskategori. 44 Med WACC menas kalkylräntan som beräknas enligt WACC-metoden se vidare vad som redovisats under avsnitt kap För år 2011 är kalkylräntan 6,35 procent före skatt. Beräkning av löpande kostnad för år 2011 Beräkning av löpande påverkbara kostnader för år 2011 För att erhålla löpande påverkbara kostnader för år 2011 utgår beräkningarna från ett genomsnitt av de löpande påverkbara kostnaderna under fyra år ( ) enligt nedanstående formel RA2011 per anläggningskategori 43 Med avskrivningstid menas i detta sammanhang det antal fördelningsår som används för varje anläggningskategori. Ex. för kategorin mätare fördelas anskaffningsvärdet på 12 år. 44 Tillsynsmetod för överföring och lagring av naturgas i Sverige steg 2 (EI R2009:17) kap 6 s. 49 tabell 2. 48

49 Formel 4 Beräkning av de löpande påverkbara kostnaderna PLK snitt2011 PLK = 2008/ PLK 2009 / PLK 2010 / PLK / 2011 För uppräkning av åren före år 2011 till 2011 års penningvärde har uppräkning skett med KPI för vart och ett av åren. Exempelvis för att räkna upp ett belopp från åren 2008 till 2011 års penningvärde har en uppräkning skett med förändringen i KPI under tre (3) år enligt följande: Formel 5 Exempel på uppräkning från 2008 års penningvärde till 2011 års penningvärde PLK 2008/2011 = PLK2008 * KPI Motsvarande beräkningar görs även för åren Beräkning av opåverkbara löpande kostnader för år 2011 De opåverkbara löpande kostnaderna (OLK) får gasnätsföretagen tillgodogöra sig till fullo vid 2011 års granskning. Beräkning av löpande kostnader för år 2011 Formel 6 Beräkning av de totala löpande kostnaderna för år 2011 PLK + OLK = Löpande snitt kostnader Tot2011 De opåverkbara löpande kostnaderna adderas till PLK snitt 2011 för att erhålla Löpande kostnader Tot2011. Beräkning av intäkter för år 2011 Formel 7 Beräkning av intäkt för år 2010 Kapitalkos tnader + Löpande kostnader = Intäkt RA2011 Tot Intäkterna för år 2011 är summan av kapitalkostnaderna och de totala löpande kostnaderna. 49

50 Redovisningsenheternas bedömda godkända intäkter stäms av mot deras redovisade intäkter för Avstämning av bedömda godkända intäkter för 2011 mot genomsnittliga redovisade intäkter för perioden Formel 8 Beräkning av redovisade genomsnittliga intäkter under RI2008/ RI 2009/ RI2010/ RI2011/ 2011 Redovisade genomsnittliga intäktersnitt2011 = 4 RI innebär redovisade intäkter För uppräkning av åren före år 2011 till 2011 års penningvärde har uppräkning skett med KPI för vart och ett av åren. Exempelvis för att räkna upp ett belopp från åren 2008 till 2011 års penningvärde har en uppräkning skett med förändringen i KPI under tre (3) år enligt följande: Formel 9 Exempel på uppräkning från 2008 års penningvärde till 2011 års penningvärde Redovisade intäkter 2008/2011 = Redovisade intäkter2008 * KPI Motsvarande beräkningar görs även för åren Formel 10 Genomsnittliga redovisade intäkter jämfört med beräknade intäkter Genomsnittliga redovisade intäkter Bedömda godkända intäkter = Genomsnittliga int äkter i förhållande till bedömda godkända intäkter 2011 Ei har sammanställt redovisningsenhetens genomsnittliga redovisade intäkter genom att summera årsrapportens poster (RR7101), anslutningsintäkter (RR7102), engångsintäkter (RR7103) och övriga rörelseintäkter (RR71150). De beräknade intäkterna stäms därefter av mot de redovisade intäkterna. Skillnaden mellan de beräknade intäkterna och de redovisade intäkterna anges i procent. Om relationen är mer än 100 procent har gasnätsföretaget högre intäkter än den beräknade intäkten enligt Ei:s beräkningsmetod. 50

51 Mall för uppgifter som redovisas i tabellen Uppgifter ur den särskilda rapporten För varje redovisningsenhet redovisas uppgifter och nyckeltal som baserar sig på den särskilda rapporten som är en del av årsrapporten till Ei. Tabell XX Uppgifter ur den särskilda rapporten Koder i årsrapport Ledningslängd i km Överförd volym angiven i Nm3 Överförd energimängd angiven i MWh Antal uttagspunkter Total nettoomsättning Intäkt per km ledning i tkr/km Intäkt per överförd energimängd i kr/mwh Totalt kapital i tkr Resultat efter finansiella poster exkl. räntekostnader i tkr Räntabilitet på totalt kapital i tkr NTN111 NTN161 NTN171 NTN131 RR7110 RR7110/NTN111 RR7110/NTN171 BR71000 RR (minus) RR75150 RR76000-RR75150/BR

52 Bilaga 2 Beräkningsunderlag i tabellform för beräkning av gasnätsföretagens intäkter enligt metoden 52

53 1.1 E.ON Gas Sverige AB, Transmission REN Underlag för beräkning av kapitalkostnad i tkr Avskriv.tid Anskaff år S:a anskaff. värde Index E84 S:a nuvärde , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , ,7 0 Summa

54 1.1.2 Underlag för beräkning av löpande kostnader i tkr Kod Påverkbara kostnader RR73111 Råvaror och förnödenheter 0 0 RR73120 Råvaror och förnödenheter RR73130 Övriga externa kostnader RR73140 Personalkostnader RR73170 Jämförelsestörande poster RR73180 Övriga rörelsekostnader Delsumma RR71120 Avgår Förändring av varulager RR71130 Avgår Förändring av pågående arbete för annans räkning RR71140 Avgår Aktiverat arbete för egen räkning Delsumma NTN501 Avgår Kostnader för överliggande nät NTN516 Avgår Myndighetsavgifter Summa påverkbara kostnader S:a löp kost inflationsjusterat till 2011 nivå Genomsnittliga påverkbara kostnader Opåverkbara kostnader NTN501 Kostnader för överliggande nät NTN516 Myndighetsavgifter Summa opåverkbara kostnader Andel kostnad för överliggande nät jfr totala löpande kostnader 58% 81% Genomsnittlig kostnad/ år under perioden

55 1.1.3 Underlag för beräkning av genomsnittliga redovisade intäkter i tkr Kod Intäkter RR7110 Total nettoomsättning S:a intäkter i 2011 års penningvärde index KPI Genomsnittliga intäkter per år för perioden Utfall enligt Ei:s metod år 2011 i tkr Avskriv.tid Anskaff år S:a eller % Innehavstid i del av år 75% WACC 6,35% NUAK Kapitalkostnader Löpande kostnader S:a bedömda godkända intäkter S:a genomsnittliga intäkter Differens Genomsnittliga intäkter i förhållande till bedömda godkända intäkter i % 78,8% 55

56 1.2 E.ON Gas Sverige AB, Distribution REN Underlag för beräkning av kapitalkostnad i tkr Avskriv.tid Anskaff år S:a anskaff värde Index E84 S:a nuvärde , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , ,5 Summa

57 1.2.2 Underlag för beräkning av löpande kostnader i tkr Kod Påverkbara kostnader RR73111 Råvaror och förnödenheter RR73120 Råvaror och förnödenheter RR73130 Övriga externa kostnader RR73140 Personalkostnader RR73170 Jämförelsestörande poster RR73180 Övriga rörelsekostnader Delsumma RR71120 Avgår Förändring av varulager RR71130 Avgår Förändring av pågående arbete för annans räkning RR71140 Avgår Aktiverat arbete för egen räkning Delsumma NTN501 Avgår Kostnader för överliggande nät NTN516 Avgår Myndighetsavgifter Summa påverkbara kostnader S:a löp kost inflationsjusterat till 2011 nivå Genomsnittliga påverkbara kostnader Opåverkbara kostnader NTN501 Kostnader för överliggande nät NTN516 Myndighetsavgifter Summa opåverkbara kostnader Andel kostnad för överliggande nät jfr totala löpande kostnader 73% 75% 76% Genomsnittlig kostnad/ år under perioden

58 1.2.3 Underlag för beräkning av genomsnittliga redovisade intäkter i tkr Kod Intäkter RR7110 Total nettoomsättning S:a intäkter i 2011 års penningvärde index KPI Genomsnittliga intäkter per år för perioden Utfall enligt Ei:s metod år 2011 i tkr Avskriv.tid Anskaff år S:a eller % WACC 6,35 % NUAK Kapitalkostnader Löpande kostnader S:a bedömda godkända intäkter S:a genomsnittliga intäkter Differens Genomsnittliga intäkter i förhållande till bedömda godkända intäkter i % 83 % 58

59 1.3 E.ON Gas Sverige AB, Lagring REN Underlag för beräkning av kapitalkostnad i tkr Avskriv.tid/ Anskaff år S:a anskaff värde Index E84 S:a nuvärde , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , ,7 1 Summa

60 1.3.2 Underlag för beräkning av löpande kostnader i tkr Kod Påverkbara kostnader RR73111 Råvaror och förnödenheter 0 RR73120 Råvaror och förnödenheter RR73130 Övriga externa kostnader RR73140 Personalkostnader RR73170 Jämförelsestörande poster 0 RR73180 Övriga rörelsekostnader Delsumma RR71120 Avgår Förändring av varulager RR71130 Avgår Förändring av pågående arbete för annans räkning 0 0 RR71140 Avgår Aktiverat arbete för egen räkning Delsumma NTN501 Avgår Kostnader för överliggande nät NTN516 Avgår Myndighetsavgifter 0 0 Summa påverkbara kostnader S:a löp kost inflationsjusterat till 2011 nivå Genomsnittliga påverkbara kostnader Opåverkbara kostnader NTN501 Kostnader för överliggande nät NTN516 Myndighetsavgifter 0 0 Summa opåverkbara kostnader Andel kostnad för överliggande nät jfr totala löpande kostnader 5% Genomsnittlig kostnad/år under perioden

61 1.3.3 Underlag för beräkning av genomsnittliga redovisade intäkter i tkr Kod Intäkter RR7110 Total nettoomsättning S:a intäkter i 2011 års penningvärde index KPI Genomsnittliga intäkter per år för perioden Utfall enligt Ei:s metod år 2011 i tkr Avskriv.tid Anskaff år S:a eller % Kalkylränta enligt WACC-metoden 6,35% NUAK % Kapitalkostnader Löpande kostnader S:a bedömda godkända intäkter S:a genomsnittliga intäkter Differens Genomsnittliga intäkter i förhållande till bedömda godkända intäkter i % Kapitalkostnader 31% 61

62 1.4 Göteborg Energi Gasnät AB, Distribution REN00606 utifrån ursprungliga anskaffningsvärden Underlag för beräkning av kapitalkostnad i tkr Avskriv.tid/ Anskaff år S:a anskaff värde Index E84 S:a nuvärde , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , Summa

63 1.4.2 Underlag för beräkning av löpande kostnader i tkr Kod Påverkbara kostnader RR73111 Råvaror och förnödenheter RR73120 Råvaror och förnödenheter RR73130 Övriga externa kostnader RR73140 Personalkostnader RR73170 Jämförelsestörande poster RR73180 Övriga rörelsekostnader Delsumma RR71120 Avgår Förändring av varulager RR71130 Avgår Förändring av pågående arbete för annans räkning RR71140 Avgår Aktiverat arbete för egen räkning Delsumma NTN501 Avgår Kostnader för överliggande nät NTN516 Avgår Myndighetsavgifter Summa påverkbara kostnader S:a löp kost inflationsjusterat till 2011 nivå Genomsnittliga påverkbara kostnader Opåverkbara kostnader NTN501 Kostnader för överliggande nät NTN516 Myndighetsavgifter Summa opåverkbara kostnader Andel kostnad för överliggande nät 74% Genomsnittlig kostnad/ år under perioden

64 1.4.3 Underlag för beräkning av genomsnittliga redovisade intäkter i tkr Kod Intäkter RR7110 Total nettoomsättning S:a intäkter i 2011 års penningvärde index KPI Genomsnittliga intäkter per år för perioden Utfall enligt Ei:s metod år 2011 i tkr Avskriv.tid Anskaff år S:a eller % Kalkylränta enligt WACC-metoden 6,35% NUAK Kapitalkostnader Löpande kostnader S:a bedömda godkända intäkter S:a genomsnittliga intäkter Differens Genomsnittliga intäkter i förhållande till bedömda godkända intäkter i % 86,12% 64

65 1.5 Kraftringens Nät AB, REN Underlag för beräkning av kapitalkostnad i tkr Avskriv.tid Anskaff år S:a anskaff värde Index E84 S:a nuvärde , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , Summa

66 1.5.2 Underlag för beräkning av löpande kostnader i tkr Kod Påverkbara kostnader RR73111 Råvaror och förnödenheter RR73120 Råvaror och förnödenheter RR73130 Övriga externa kostnader RR73140 Personalkostnader RR73170 Jämförelsestörande poster RR73180 Övriga rörelsekostnader Delsumma RR71120 Avgår Förändring av varulager RR71130 Avgår Förändring av pågående arbete för annans räkning RR71140 Avgår Aktiverat arbete för egen räkning Delsumma NTN501 Avgår Kostnader för överliggande nät NTN516 Avgår Myndighetsavgifter Summa påverkbara kostnader S:a löp kost inflationsjusterat till 2011 nivå Genomsnittliga påverkbara kostnader Opåverkbara kostnader NTN501 Kostnader för överliggande nät NTN516 Myndighetsavgifter Summa opåverkbara kostnader Andel kostnad för överliggande nät jfr totala löpande kostnader 58% Genomsnittlig kostnad/år under perioden

67 1.5.3 Underlag för beräkning av genomsnittliga redovisade intäkter i tkr Kod Intäkter RR7110 Total nettoomsättning S:a intäkter i 2011 års penningvärde index KPI Genomsnittliga intäkter per år för perioden Utfall enligt Ei:s metod år 2011 i tkr Avskriv.tid Anskaff år S:a eller % Kalkylränta enligt WACC-metoden 6,35% NUAK Kapitalkostnader Löpande kostnader S:a bedömda godkända intäkter S:a genomsnittliga intäkter Differens Genomsnittliga intäkter i förhållande till bedömda godkända intäkter i % 95,8% 67

68 1.6 Swedegas AB, Transmission REN Underlag för beräkning av kapitalkostnad i tkr av som innehafts hela året 2011 Avskriv.tid Anskaff år S:a anskaff värde Index E84 S:a nuvärde , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , Summa

69 1.6.2 Underlag för beräkning av kapitalkostnad i tkr av som innehafts del av år 2011 Avskriv.tid S:a anskaff värde Index E84 S:a nuvärde Anskaff år , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , ,7 0 Summa

70 1.6.3 Underlag för beräkning av löpande kostnader i tkr Kod Påverkbara kostnader RR73111 Råvaror och förnödenheter RR73120 Råvaror och förnödenheter RR73130 Övriga externa kostnader RR73140 Personalkostnader RR73170 Jämförelsestörande poster RR73180 Övriga rörelsekostnader Delsumma RR71120 Avgår Förändring av varulager RR71130 Avgår Förändring av pågående arbete för annans räkning RR71140 Avgår Aktiverat arbete för egen räkning Delsumma NTN501 Avgår Kostnader för överliggande nät NTN516 Avgår Myndighetsavgifter Summa påverkbara kostnader S:a löp kost inflationsjusterat till 2010 nivå Genomsnittliga påverkbara kostnader Opåverkbara kostnader NTN501 Kostnader för överliggande nät 0 0 NTN516 Myndighetsavgifter Summa opåverkbara kostnader Andel kostnad för överliggande nät jfr tot. löpande kostnad 0% Genomsnittlig kostnad/ år under perioden

71 1.6.4 Underlag för beräkning av genomsnittliga redovisade intäkter i tkr Kod Intäkter RR7110 Total nettoomsättning S:a intäkter i 2011 års penningvärde index KPI Genomsnittliga redovisade intäkter per år för perioden Utfall enligt Ei:s metod år 2011 i tkr Avskriv.tid Anskaff år S:a eller % WACC 6,35% NUAK 2011 för anläggning ägd hela året NUAK 2011 för anläggning ägd del av året Kapitalkostnader innehav hela året Kapitalkostnader innehav del av året Löpande kostnader Bedömda godkända intäkter enligt Ei Genomsnittliga intäkter för perioden Differens Genomsnittliga intäkter i förhållande till bedömda godkända intäkter 45% 71

72 1.7 Swedegas AB, Lagring REN Underlag för beräkning av kapitalkostnad i tkr Avskriv.tid Anskaff år S:a anskaff värde Index E84 S:a nuvärde , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , ,7 - Summa

73 1.7.2 Underlag för beräkning av löpande kostnader i tkr Kod Påverkbara kostnader 2011 RR73111 Råvaror och förnödenheter RR73120 Råvaror och förnödenheter 0 RR73130 Övriga externa kostnader 609 RR73140 Personalkostnader 328 RR73170 Jämförelsestörande poster 0 RR73180 Övriga rörelsekostnader 0 Delsumma 937 RR71120 Avgår Förändring av varulager 0 RR71130 Avgår Förändring av pågående arbete för annans räkning 0 RR71140 Avgår Aktiverat arbete för egen räkning 0 Delsumma 937 NTN501 Avgår Kostnader för överliggande nät 0 NTN516 Avgår Myndighetsavgifter 0 Summa påverkbara kostnader 937 S:a löp kost inflationsjusterat till 2011 nivå 937 Opåverkbara kostnader 2011 NTN501 Kostnader för överliggande nät 0 NTN516 Myndighetsavgifter 0 Summa opåverkbara kostnader 0 Summa löpande kostnader år

74 1.7.3 Underlag för beräkning av genomsnittliga redovisade intäkter i tkr Kod Intäkter 2011 RR7110 Total nettoomsättning Utfall enligt Ei:s metod år 2011 i tkr Avskriv.tid Anskaff år S:a eller % Innehavstid i del av år 25% WACC 6,35% NUAK Kapitalkostnader Löpande kostnader 937 Bedömda godkända intäkter enligt Ei Genomsnittliga intäkter för perioden Differens Genomsnittliga intäkter i förhållande till bedömda godkända intäkter 29% 74

75 1.8 Varberg Energi AB, Distribution REN Underlag för beräkning av kapitalkostnad i tkr Avskriv.tid Anskaff år S:a anskaff värde Index E84 S:a nuvärde , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , ,5 660 Summa

76 1.8.2 Underlag för beräkning av löpande kostnader i tkr Kod Påverkbara kostnader RR73111 Råvaror och förnödenheter RR73120 Råvaror och förnödenheter RR73130 Övriga externa kostnader RR73140 Personalkostnader RR73170 Jämförelsestörande poster RR73180 Övriga rörelsekostnader Delsumma RR71120 Avgår Förändring av varulager RR71130 Avgår Förändring av pågående arbete för annans räkning RR71140 Avgår Aktiverat arbete för egen räkning Delsumma NTN501 Avgår Kostnader för överliggande nät NTN516 Avgår Myndighetsavgifter 0 0 Summa påverkbara kostnader S:a löp kost inflationsjusterat till 201 nivå Genomsnittliga påverkbara kostnader Opåverkbara kostnader NTN501 Kostnader för överliggande nät NTN516 Myndighetsavgifter 0 0 Summa opåverkbara kostnader Andel kostnad för överliggande nät jfr totala löpande kostnader 31% 33% 38% Genomsnittlig kostnad/år under perioden

77 1.8.3 Underlag för beräkning av genomsnittliga redovisade intäkter i tkr Kod Intäkter RR7110 Total nettoomsättning S:a intäkter i 2011 års penningvärde index KPI Genomsnittliga intäkter per år för perioden Utfall enligt Ei:s metod år 2011 i tkr Avskriv.tid Anskaff år S:a eller % WACC 6,35% NUAK Kapitalkostnader Löpande kostnader S:a bedömda godkända intäkter S:a genomsnittliga intäkter Differens Genomsnittliga intäkter i förhållande till bedömda godkända intäkter i % 73% 77

78 1.9 Öresundskraft, Distribution REN Underlag för beräkning av kapitalkostnad i tkr Avskriv.tid Anskaff år S:a anskaff värde Index E84 S:a nuvärde , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , Summa

79 1.9.2 Underlag för beräkning av löpande kostnader i tkr Kod Påverkbara kostnader RR73111 Råvaror och förnödenheter 0 0 RR73120 Råvaror och förnödenheter RR73130 Övriga externa kostnader RR73140 Personalkostnader RR73170 Jämförelsestörande poster RR73180 Övriga rörelsekostnader Delsumma RR71120 Avgår Förändring av varulager RR71130 Avgår Förändring av pågående arbete för annans räkning RR71140 Avgår Aktiverat arbete för egen räkning Delsumma NTN501 Avgår Kostnader för överliggande nät NTN516 Avgår Myndighetsavgifter Summa påverkbara kostnader S:a löp kost inflationsjusterat till 2009 nivå Genomsnittliga påverkbara kostnader Opåverkbara kostnader NTN501 Kostnader för överliggande nät NTN516 Myndighetsavgifter Summa opåverkbara kostnader Andel kostnad för överliggande nät jfr totala löpande kostnader 67% 69% 66% Genomsnittlig kostnad/år under perioden

80 1.9.3 Underlag för beräkning av genomsnittliga redovisade intäkter i tkr Kod Intäkter RR7110 Total nettoomsättning S:a intäkter i 2011 års penningvärde index KPI Genomsnittliga intäkter per år för perioden Utfall enligt Ei:s metod år 2011 i tkr Avskriv.tid Anskaff år S:a eller % WACC 6,35% NUAK Kapitalkostnader Löpande kostnader S:a bedömda godkända intäkter S:a genomsnittliga intäkter Differens Genomsnittliga intäkter i förhållande till bedömda godkända intäkter i % 89% 80

81 Bilaga 3 Tabell SCB Sammanvägt gasindex E-84, Tabell 26 Indexsammanställning för transmission och distribution av naturgas Basår = 1985 Justeringar har gjorts av ovanstående indexsammanställning i jämförelse med vad som redovisats i tidigare rapport 45. Förändringar i indexlittra, jämfört med SCB:s rapport 2009, är enligt följande: 311 jordarbeten, 325 läggning av högtrycksrör, 511 projektering, 1101 Stålrör och delar, 1103 Plaströr och delar. 45 Tillsynsmetod för överföring och lagring av naturgas i Sverige - Steg 2 (EI R2009:17)bilaga 2 Metodrapport för index avseende naturgasföretag åt Energimarknadssektionen oktober