EI R2010:27. Bedömning av gasnätsföretagens tariffintäkter år 2009

EI R2010:27 Bedömning av gasnätsföretagens tariffintäkter år 2009

Energimarknadsinspektionen Box 155, 631 03 Eskilstuna Energimarknadsinspektionen R2010:27 Författare: Anders Falk Copyright: Energimarknadsinspektionen Rapporten är tillgänglig på www.ei.se Tryckt av CM Gruppen Bromma, Sverige, 2011

Förord Energimarknadsinspektionen (EI) är tillsynsmyndighet över marknaderna för el, naturgas och fjärrvärme. Detta innebär bland annat att EI granskar skäligheten i gasnätsföretagens tariffer för överföring samt lagring av naturgas till konsumenter och näringsverksamheter. EI tog i samband med rapporten Tillsynsmetod för överföring och lagring av naturgas i Sverige (EI R2008:16) fram en grundläggande metod för förhandsprövning av gasnätstariffer. I den efterföljande rapporten Tillsynsmetod för överföring och lagring av naturgas i Sverige steg 2 fördjupade metodstudier (EI R2009:17) vidareutvecklade EI hur förhandsprövningen kan genomföras. Tidpunkten för förhandsprövningens införande har EI tidigare angett till år 2011. Denna tidpunkt har nu modifierats med anledning av att det för närvarande bereds ett förslag om kompletteringar av naturgaslagen (2005:403) med regler om förhandsprövning inom regeringskansliet. I denna rapport granskas 2009 års tariffer genom att gasnätsföretagens intäkter för år 2009 har jämförts med av EI beräknade intäkter för 2009. Intäkterna har beräknats i huvudsak enligt de metoder som har utvecklats för förhandsprövningen av gasnätstariffer. Grunden för granskningen är de uppgifter som återfinns i gasnätsföretagens Årsrapporter för år 2009. Slutligen har EI också granskat gasnätsföretagens tariffmodeller mot bakgrund av de metodgodkännanden som EI tidigare lämnat. Eskilstuna, mars 2011 Yvonne Fredriksson Generaldirektör Anders Falk Projektledare

Sammanfattning Gasnät bedrivs i praktiken i monopol. EI är tillsynsmyndighet enligt naturgaslagen och ska säkerställa att gasnätskunderna får skäliga avgifter för överföringen av gas i naturgassystemet. Inom ramen för detta uppdrag granskar EI bl.a. gasnätstariffernas skälighet. EI granskar också att företagen efterlever de metodgodkännanden som tillsynsmyndigheten fattat avseende utformningen av gasnätstarifferna. Metodgodkännanden har lämnats om metoderna kan antas leda till att överföringstariffen eller anslutningsavgifterna är objektiva och ickediskriminerande. Under år 2010 har EI utarbetat en granskningsmetod som sedan använts för att granska 2009 års gasnätstariffer. EI:s granskning har omfattat samtliga sex gasnätsföretags nio redovisningsenheter. Av dessa nio redovisningsenheter är två transmissionsverksamheter, fem distributionsverksamheter och två lagringsverksamheter. EI inledde granskningen med att jämföra gasnätsföretagens intäkter i Årsrapporterna för år 2009 med en av EI beräknad intäkt. Syftet med jämförelsen har varit att sortera fram de företag som EI bör granska närmare. För att beräkna denna intäkt har EI i huvudsak utgått från den metod och de principer som utvecklats för bedömning av en skälig intäktsram vid en förhandsprövning. Dessa principer finns beskrivna i rapporterna Tillsynsmetod för överföring och lagring av naturgas i Sverige (EI R2008:16) och Tillsynsmetod för överföring och lagring av naturgas i Sverige, steg 2 (EI R2009:17). Intäkten som beräknas med EI:s metod baserar sig på en beräknad summa av kapitalkostnader och löpande kostnader. Till grund för beräkningen ligger uppgifter i företagens Årsrapporter för år 2009 samt viss kompletterande information. EI:s analys visar att sju av nio redovisningsenheter har intäkter som understiger den beräknade intäkten. För fem av dessa redovisningsenheter har EI valt att inte gå vidare med någon ytterligare granskning av gasnätstarifferna för år 2009. EI avser att genomföra en fördjupad granskning av fyra redovisningsenheter. Två av redovisningsenheterna överskrider den beräknade intäkten. Det är E.ON Gas Sverige AB:s redovisningsenhet för transmission och Göteborg Energi Gasnät AB:s redovisningsenhet för distribution. För Swedegas AB:s två redovisningsenheter avseende transmission och lagring föreligger det skäl att fortsätta granskningen på grund av vissa oklarheter i redovisningsunderlaget. Under den fördjupade granskningen kommer EI att analysera de företagsspecifika förutsättningarna närmare för att kunna ta ställning till skäligheten i gasnätsföretagens intäkter. Skäligheten i intäkten kommer också att bedömas mot bakgrund av hur intäkten har utvecklat sig och utvecklar sig över en längre period. EI avser att ta slutlig ställning för år 2009 avseende de ovan nämnda fyra redovisningsenheterna först när EI kunnat följa och analysera utvecklingen av intäkterna också för åren 2010 2012, dvs. för den period som återstår innan en förhandsprövning av gasnätstarifferna kan komma att införas. EI avser också genomföra granskningen av gasnätsföretagens intäkter för åren 2010, 2011 och 2012 med den metod som redovisas i denna rapport.

Under år 2010 har EI följt upp om de godkända metoderna för utformning av överföringstariffer och anslutningsavgifter har tillämpats vid utformningen av företagens tariffer och avgifter. Uppföljningen har genomförts genom telefonkontakt med naturgasnätsföretagen och genom en avstämning av de godkända tarifftyperna mot de tarifftyper som finns publicerade på företagens hemsidor. Denna uppföljning har inte föranlett någon erinran från EI:s sida. Gasnätsföretagen ska även i fortsättningen, så länge lagstiftningen har sin nuvarande utformning, ansöka om metodgodkännande om de har för avsikt att ändra sina metoder för att utforma tariffen eller avgiften.

Innehåll 1 Inledning... 11 1.1 Bakgrund...11 1.2 Syfte...12 1.3 Förhandsprövning av gasnätstariffer...12 1.4 Projektets arbetssätt och organisation...13 2 Gasnätsföretag i Sverige som överför och lagrar gas... 14 2.1 Gasnätsföretagen och redovisningsenheter...14 2.2 Naturgasnätets framväxt och koncentration i Sverige...14 2.3 Naturgassystemets principiella uppbyggnad i Sverige...15 2.4 Användningen av naturgas i Sverige...15 2.5 Försörjningstryggheten...16 3 Uppföljning av metodgodkännande av gasnätstariffer... 18 3.1 Bakgrund och legala förutsättningar...18 3.2 Godkännande av metoder för utformning av tariffer och avgifter...18 3.3 Genomförd uppföljning av godkända metoder...19 4 Metod för granskning av gasnätsföretagens intäkter år 2009... 20 4.1 Allmänt...20 4.2 Samlade intäkter...21 4.3 Beräkning av intäkter med EI:s metod...21 4.3.1 Uppgifter till grund för beräkningen av intäkten...21 4.3.2 Beskrivning av metoden för granskning av 2009 års intäkter....21 4.3.3 Beräkning av kapitalkostnader...22 4.3.4 Beräkning av löpande kostnader...24 4.4 Avkastning på investeringar i gasnätet...26 4.5 Intäkter som understiger beräknade intäkter...27 4.6 Intäkter som överstiger beräknade intäkter...27 5 Granskning av 2009 års intäkter... 28 5.1 Inledning...28 5.2 E.ON Gas Sverige AB, Transmission REN00599...29 5.2.1 Allmänt om redovisningsenheten...29 5.2.2 Särskilda omständigheter...29 5.2.3 Beräkning av E.ON Gas Sverige AB:s intäkter från transmission...30 5.3 E.ON Gas Sverige AB, Distribution REN00598...31 5.3.1 Allmänt om redovisningsenheten...31 5.3.2 Särskilda omständigheter...31 5.3.3 Beräkning av E.ON Gas Sverige AB:s intäkter från distribution...32 5.4 E.ON Gas Sverige AB, Lagring REN00868...32 5.4.1 Allmänt om redovisningsenheten...32 5.4.2 Beräkning av E.ON Gas Sverige AB:s intäkter från lagring...33 5.5 Göteborg Energi Gasnät AB, Distribution REN00606...34 5.5.1 Allmänt om redovisningsenheten...34 5.5.2 Särskilda omständigheter...34

5.5.3 Beräkning av Göteborg Energi Gasnät AB:s intäkter från distribution...35 5.6 Lunds Energi AB, Distribution REN00327...36 5.6.1 Allmänt om redovisningsenheten...36 5.6.2 Beräkning av Lunds Energi AB:s intäkter från distribution...36 5.7 Swedegas AB, Transmission REN00604...37 5.7.1 Allmänt om redovisningsenheten...37 5.7.2 Särskilda omständigheter...37 5.7.3 Beräkning av Swedegas AB:s intäkter från transmission...38 5.8 Swedegas AB, Lagring REN00605...38 5.8.1 Allmänt om redovisningsenheten...38 5.8.2 Särskilda omständigheter...39 5.8.3 Beräkning av Swedegas AB:s intäkter från lagringsverksamhet...39 5.9 Varberg Energi AB, Distribution REN00329...40 5.9.1 Allmänt om redovisningsenheten...40 5.9.2 Särskilda omständigheter...40 5.9.3 Beräkning av Varberg Energi AB:s intäkter från distribution...40 5.10 Öresundskraft, Distribution REN00859...41 5.10.1 Allmänt om redovisningsenheten...41 5.10.2 Särskilda omständigheter...41 5.10.3 Beräkning av Öresundskrafts AB:s intäkter från distribution...41 5.11 Sammanfattning...42 6 Analys och slutsatser... 43 6.1 Användbarheten i tillämpade metoder...43 6.2 Överliggande nät...43 6.3 Anpassning av Årsrapporterna...45 6.4 Uppföljningen av metodgodkännande...45 Bilaga 1 Formler för beräkning av gasnätsföretagens intäkter enligt metoden... 46 Formler för beräkning av 2009 års intäkter...46 Beräkning av nuanskaffningsvärde (NUAK)...46 Beräkning av kapitalkostnad som real annuitet för år 2009...47 Beräkning av löpande kostnad för år 2009...47 Beräkning av påverkbara löpande kostnad för år 2009...47 Beräkning av opåverkbar löpande kostnad för år 2009...48 Beräkning av löpande kostnader för år 2009...48 Beräkning av intäkter för år 2009...48 Redovisningsenheternas beräknade intäkter stäms av mot deras faktiska intäkter...48 Avstämning av beräknade intäkter mot faktiska intäkter...48 Bilaga 2 Beräkningsunderlag i tabellform för beräkning av gasnätsföretagens intäkter enligt metoden... 49 1.1 E.ON Gas Sverige AB, Transmission REN00599...50 1.1.1 Underlag för beräkning av kapitalkostnad i tkr...50 1.1.2 Underlag för beräkning av löpande kostnader i tkr...51 1.1.3 Utfall enligt EI:s metod år 2009...52 1.2 E.ON Gas Sverige AB, Distribution REN00598...53 1.2.1 Underlag för beräkning av kapitalkostnad i tkr...53 1.2.2 Underlag för beräkning av löpande kostnader...54 1.2.3 Utfall enligt EI:s metod år 2009...55 1.3 E.ON Gas Sverige AB, Lagring REN00868...56

1.3.1 Underlag för beräkning av kapitalkostnad i tkr...56 1.3.2 Underlag för beräkning av löpande kostnader...57 1.3.3 Utfall enligt EI:s metod år 2009...58 1.4 Lunds Energi...59 1.4.1 Underlag för beräkning av kapitalkostnad i tkr...59 1.4.2 Underlag för beräkning av löpande kostnader...60 1.4.3 Utfall enligt EI:s metod år 2009...61 1.5 Göteborg Energi Gasnät AB, Distribution REN00606...62 1.5.1 Underlag för beräkning av kapitalkostnad i tkr...62 1.5.2 Underlag för beräkning av löpande kostnader...63 1.5.3 Utfall enligt EI:s metod år 2009...64 1.6 Swedegas AB, Transmission REN00604...65 1.6.1 Underlag för beräkning av kapitalkostnad i tkr...65 1.6.2 Underlag för beräkning av löpande kostnader...66 1.6.3 Utfall enligt EI:s metod år 2009...67 1.7 Swedegas AB, Lagring REN00605...68 1.7.1 Underlag för beräkning av kapitalkostnad i tkr...68 1.7.2 Underlag för beräkning av löpande kostnader...69 1.7.3 Utfall enligt EI:s metod år 2009...70 1.8 Varberg Energi AB, Distribution REN00329...71 1.8.1 Underlag för beräkning av kapitalkostnad i tkr...71 1.8.2 Underlag för beräkning av löpande kostnader...72 1.8.3 Utfall enligt EI:s metod år 2009...73 1.9 Öresundskraft, Distribution REN00859...74 1.9.1 Underlag för beräkning av kapitalkostnad i tkr...74 1.9.2 Underlag för beräkning av löpande kostnader...75 1.9.3 Utfall enligt EI:s metod år 2009...76 Bilaga 3 Tabell SCB Sammanvägt gasindex E-84... 77 Bilaga 4 ICECAPITAL:s rapport WACC NATURGAS, 2009-2014 länk samt tabell kalkyl-ränta... 78 Bilaga 5 Referensgruppens sammansättning... 79

Tabellförteckning Tabell 1 Gasnätsföretag och redovisningsenheternas verksamhetsområden... 14 Tabell 2 Tabellen redovisar de ingående komponenter i de avtalsformerna/tarifftyperna som godkändes under år 2005 Källa: Statens energimyndighet... 19 Tabell 3 Kalkylränta enligt WACC metoden... 24 Tabell 4 Reglermässig indelning av anläggningskomponenter och avskrivningstider... 24 Tabell 5 Redovisningen av löpande påverkbar kostnad... 26 Tabell 6 Redovisning av opåverkbara löpande kostnader... 26 Tabell 7 Redovisning av löpande kostnader... 26 Tabell 8 Tabellindelning vid beräkning av redovisningsenheternas intäkter för år 2009... 28 Tabell 9 Uppgifter ur den särskilda rapporten, år 2009... 29 Tabell 10 Sammanställning av underlag från Årsrapporterna och kompletteringar... 30 Tabell 11 Uppgifter ur den särskilda rapporten, år 2009... 31 Tabell 12 Sammanställning av underlag från Årsrapporterna och kompletteringar från företaget... 32 Tabell 13 Uppgifter ur den särskilda rapporten, år 2009... 33 Tabell 14 Sammanställning av underlag från Årsrapporterna och kompletteringar från företaget... 33 Tabell 15 Uppgifter ur den särskilda rapporten, år 2009... 34 Tabell 16 Sammanställning av underlag från Årsrapporterna och kompletteringar från företaget... 35 Tabell 17 Uppgifter ur den särskilda rapporten, år 2009... 36 Tabell 18 Sammanställning av underlag från Årsrapporterna och kompletteringar från företaget... 36 Tabell 19 Uppgifter ur den särskilda rapporten, år 2009... 37 Tabell 20 Sammanställning av underlag från Årsrapporterna och kompletteringar från företaget... 38 Tabell 21 Uppgifter ur den särskilda rapporten, år 2009... 38 Tabell 22 Sammanställning av underlag från Årsrapporterna och kompletteringar från företaget... 39 Tabell 23 Uppgifter ur den särskilda rapporten, år 2009... 40 Tabell 24 Sammanställning av underlag från Årsrapporterna och kompletteringar från företaget... 40 Tabell 25 Uppgifter ur den särskilda rapporten, år 2009... 41 Tabell 26 Sammanställning av underlag från Årsrapporterna och kompletteringar från företaget... 42 Tabell 27 Indexsammanställning för transmission och distribution av naturgas... 77 Tabell 28 Sammanställning ICECAPITAL:s redovisning av kalkylräntor för åren 2009 2014... 78

Figurförteckning Figur 1 Ledningslängd i km fördelat på olika redovisningsenheter... 15 Figur 2 Överförd energimängd i TWh för varje gasnätsföretags redovisningsenhet... 16 Figur 3 Schematisk bild som visar gasnätets struktur med under och överliggande nät... 44 Figur 4 Fördelning av de löpande kostnaderna på påverkbara kostnader och kostnader för överliggande nät... 44 Figur 5 Gasnätsföretagens kostnader för överliggande nät jämfört med överförd energi... 45

1 Inledning 1.1 Bakgrund EI är tillsynsmyndighet enligt naturgaslagen (2005: 403). I detta uppdrag ingår bl.a. att granska gasnätsföretagens tariffer. Den som bedriver överföring av naturgas får inte börja tillämpa sin överföringstariff förrän de metoder som ligger till grund för utformandet av tariffen har godkänts av EI. Detsamma gäller för avgifter och övriga villkor för anslutning av andra naturgasledningar, lagringsanläggningar och förgasningsanläggningar. Reglerna om anslutning omfattar även återinkoppling av en befintlig naturgasledning, ändring av den avtalade kapaciteten i anslutningspunkten samt ändring av tiden för överföringen. Godkännande ska lämnas om metoderna kan antas leda till att överföringstarifferna eller anslutningsavgifterna blir objektiv och icke diskriminerande. Statens energimyndighet och därefter EI har beslutat om metodgodkännande av naturgasnätsföretagens nättariffer. Det senaste metodgodkännandet beslutades av EI under år 2009. Skäligheten i tarifferna granskas av EI årligen i efterhand med stöd av 6 kap. 2 naturgaslagen: Tariffer för överföring och lagring av naturgas samt för tillträde till en förgasningsanläggning skall vara skäliga, objektiva och icke diskriminerande. Kravet på skälighet hänför sig till de totala intäkterna från verksamheten och syftar till att förhindra att lednings eller anläggningsinnehavarna utnyttjar sin monopolställning genom att ta ut oskäliga monopolvinster (prop. 2004/05:62 s. 228). Denna granskning har skett genom att EI har granskat Årsrapporterna för varje redovisningsenhet. Årsrapporterna består av en ekonomisk redovisning som ska granskas av en revisor. I bilaga till Årsrapporten finns en särskild rapport med uppgifter för att kunna jämföra olika överförings och lagringsverksamheter. 1 Varje redovisningsenhet ska upprätta ett anläggningsregister som sedan ska hållas aktuellt. 2 Anläggningsregistret ska, enligt god redovisningssed, innehålla uppgifter om anskaffningstidpunkt, anskaffningsvärde, avskrivningsplan och årets planenliga och ackumulerade planenliga avskrivningar. EI får meddela närmare föreskrifter om hur egna och leasade anläggningstillgångar ska specificeras samt vilka uppgifter som ska ingå i den särskilda rapporten. 3 1 6 Förordning (2006:1051) om redovisning och revision av överföring av naturgas, lagring av naturgas och drift av förgasningsanläggning. 2 13 Förordning (2006:1051) om redovisning och revision av överföring av naturgas, lagring av naturgas och drift av förgasningsanläggning. 3 18 Förordning (2006:1051) om redovisning och revision av överföring av naturgas, lagring av naturgas och drift av förgasningsanläggning. 11

1.2 Syfte I denna rapport redovisas en metod för granskning av intäkterna från gasnätstarifferna. Med metoden har EI beräknat 2009 års intäkter och därefter jämfört företagets redovisade intäkter för år 2009. Eftersom metoden är en schabloniserad beräkning vidtar en fördjupad granskning om intäkten är högre än vad metoden medger. En fördjupad granskning medför inte att intäkten behöver vara oskäligt hög per automatik utan har till avsikt att mer ingående avgöra om så är fallet. Detta sker genom att EI öppnar ett ärende om tillsyn för fördjupad granskning. Den fördjupade granskningen beskrivs inte närmare i denna rapport. Granskningen av gasnätstarifferna åren 2010, 2011, 2012 kommer att genomföras på samma sätt som granskningen för år 2009. På så vis skapas också förutsägbarhet för gasnätsföretagen och kunderna om hur granskningen av skäligheten i nättarifferna kommer att genomföras fram till dess att regering och riksdag fattar beslut om förhandsprövning av gasnätstariffer ska införas eller inte. Syftet med rapporten är slutligen också att redovisa EI:s uppföljning av de metodgodkännanden som EI lämnat enligt 6 kap. 5 naturgaslagen. 1.3 Förhandsprövning av gasnätstariffer Sedan år 2008 har EI utrett hur förhandsprövning kan införas för naturgastariffer. Under arbetets gång har metoder för förhandsprövningen tagit form. I rapporten Tillsynsmetod för överföring och lagring av naturgas i Sverige (EI R2008:16) bedömde EI att en förhandsprövning borde kunna införas utan ytterligare lagstiftning. Men senare med anledning av att ett mycket omfattande regelverk för förhandsprövning av elnätstariffer infördes i ellagen (1997:857) i juni 2009, utvärderade EI denna fråga på nytt. I rapporten Tillsynsmetod för överföring och lagring av naturgas i Sverige, steg 2 (EI R2009:17) beskrev EI vilka för och nackdelar som införandet av en förhandsprövning skulle få utan uttryckligt stöd i naturgaslagen. EI konstaterade att även om det inte fanns några uttryckliga hinder mot förhandsprövning av gasnätstariffer så skulle förhandsprövningen inte kunna få en ändamålsenlig utformning då intäktsramar bl.a. inte skulle kunna omprövas om inte naturgaslagen kompletteras. Sammanfattningsvis bedömde EI således att införandet av förhandsprövning borde avvaktas till dess att lagstiftningen kompletterats. För att öka förutsägbarheten för företagen och tryggheten för kunderna har EI övervägt att redovisa indikativa intäktsramar på förhand för en tillsynsperiod om fyra år men fatta beslut om intäktsram i efterhand. På så vis skulle tillsynen också efterlikna en förhandsprövning. Den indikativa intäktsramen skulle innehålla information om vad EI ansåg vara en skälig högsta intäktsram. 12

I regleringsbrevet för år 2010 har EI haft uppdraget att utreda hur naturgaslagen kan harmoniseras med ellagen i det avseendet att förhandsprövning av gasnätstariffer kan införas. EI har redovisat uppdraget genom rapporten Förhandsprövning av gasnätstariffer (EI R2010:14). I rapporten föreslår EI att naturgaslagen i allt väsentligt får samma utformning som ellagen avseende förhandsprövning. EI föreslår också att första tillsynsperioden börjar år 2013, dvs. så fort det bedömts rimligt att anta att ny lagstiftning kan träda i kraft. Under år 2010 har EI fortsatt att utvärdera förutsättningarna för att bl.a. värdera gasanläggningar till nuanskaffningsvärde med normvärden i enlighet med vad som gäller för elnätsanläggningar. De anläggningar som finns i naturgassystemet har kartlagts och synpunkter har inhämtas från gasbranschen och andra intressenter. Den slutsats som EI har dragit från detta utredningsarbete är dock att normvärden bara kan tas fram med en mycket stor arbetsinsats från företagen och EI. Efter samråd med gasbranschen har EI därför bedömt att en sådan arbetsinsats för närvarande inte är rimlig. I denna rapport har EI i stället valt att nuanskaffningsvärdera gasnätsanläggningar utifrån historiska anskaffningsvärden 4. Under år 2010 har EI också beslutat att överge den tidigare planerade inriktningen med s.k. indikativa intäktsramar. Istället kommer EI att, fram till dess att en förhandsprövning kan införas, följa upp gasnätstariffernas skälighet i efterhand genom den granskningsmetod som beskrivs i denna rapport. 1.4 Projektets arbetssätt och organisation Arbetet har utförts av en projektgrupp inom EI med följande sammansättning: analytikern Anders Falk (projektledare), analytiker Semira Pandur och verksjurist Johan Roupe. Under projektet har samtliga naturgasnätsföretag besökts. Syftet med besöken har varit att diskutera för och nackdelar med att använda uppgifter i Årsrapporterna som grund för att beräkna redovisningsenheternas intäkter. Projektgruppen har löpande inhämtat synpunkter från en referensgrupp (se bilaga 5). Referensgruppen har använts i syfte att kvalitetssäkra arbetet som skett inom ramen för projektet. Referensgruppen har haft sju gemensamma möten och två arbetsgruppsmöten. 4 Metoden beskrivs närmare i rapporten Tillsynsmetod för överföring och lagring av naturgas i Sverige steg 2 (EI R2009:17). 13

2 Gasnätsföretag i Sverige som överför och lagrar gas Under år 2009 har sex företag med nio stycken redovisningsenheter bedrivit gasnätsverksamhet i Sverige. Dessa har redovisat sin verksamhet i Årsrapporter till EI. Två stycken redovisningsenheter bedriver transmissionsverksamhet, fem stycken distributionsverksamhet och två stycken lagring av naturgas enligt naturgaslagen. 2.1 Gasnätsföretagen och redovisningsenheter På den svenska naturgasmarknaden finns sex företag som äger olika delar av det svenska naturgasnätet. För närvarande finns nio redovisningsenheter det vill säga enheter för rapportering av olika ekonomiska och tekniska data till EI. Skälet till att sex företag rapporterar för nio redovisningsenheter är att två av företagen har flera verksamheter. I Tabell 1 visas gasnätsföretagen och deras redovisningsenheter. Tabell 1 Gasnätsföretag och redovisningsenheternas verksamhetsområden Gasnätsföretag Typ av verksamhet Redovisningsenheter E.ON Gas Sverige AB Transmission REN00599 E.ON Gas Sverige AB Distribution REN00598 E.ON Gas Sverige AB Lagring REN00868 Göteborgs Energi Gasnät AB Distribution REN00606 Lund Energi AB Distribution REN00327 Swedegas AB Transmission REN00604 Swedegas AB Lagring REN00605 Varberg Energi AB Distribution REN00329 Öresundskraft AB Distribution REN00589 2.2 Naturgasnätets framväxt och koncentration i Sverige Det svenska naturgasnätet består av transmissionsledningar, distributionsledningar och lagringsanläggningar. Naturgasnätets uppbyggnad har beskrivits av EI i flera rapporter, t.ex. Tillsynsmetod för överföring och lagring av naturgas i Sverige. 5 I Sverige började naturgas användas år 1985. Sverige har ingen egen utvinning av naturgas. 6 All naturgas som förbrukas inom Sverige importeras via rörledning från Danmark. Från Danmark går gasledningar till kontinenten och Sverige är indirekt sammankopplat med kontinentens gasnät via Danmark. Den svenska naturgasmarknaden är koncentrerad till västkusten längs ett ledningsnät som sträcker sig från Trelleborg i söder till Stenungssund i norr med en förgrening till Gnosjö i Småland. 5 EI R2008:16, kap. 4. 6 Däremot förekommer produktion av biogas. Biogas omfattas av begreppet naturgas i 1 kap 2 naturgaslagen (2005:403). 14

2.3 Naturgassystemets principiella uppbyggnad i Sverige Gas transporteras i transmissionsledningarna under högt tryck (maximalt 80 bar). Därefter sker en tryckreducering i mät och reglerstationer innan det lokala distributionsnätet tar vid för transport av naturgasen till slutkunderna. Distributionssystemet är normalt dimensionerat för ett tryck på maximalt 4 bar, även om det förekommer anläggningar som är anslutna till distributionssystemet som kräver högre tryck. År 2007 bestod det svenska naturgassystemet av cirka 620 kilometer transmissionsledning och cirka 2 600 kilometer distributionsledning. Figur 1 Ledningslängd i km fördelat på olika redovisningsenheter visar antal kilometer ledning, i naturgassystemet enligt definitioner i naturgaslagen, fördelat på olika redovisningsenheter. Figur 1 Ledningslängd i km fördelat på olika redovisningsenheter Lagring av naturgas kan ske på två sätt dels genom att öka trycket i befintliga transmissionsledningar s.k. linepack, dels genom att lagra naturgas i inkapslat bergrum. Den 1 maj 2006 togs den första svenska lagringsanläggningen för naturgas i kommersiellt bruk. Lagringsanläggningen ägs av E.ON Gas Sverige AB. Anläggningen finns i Södra Halland. Lagret är litet, med en lagringsvolym på tio miljoner Nm³ 7, i jämförelse med motsvarande anläggningar i andra länder. 2.4 Användningen av naturgas i Sverige I de trettiotal kommuner där det reglerade naturgasnätet finns för distribution motsvarar naturgasförbrukningen cirka tjugo procent av energianvändningen, vilket är i paritet med övriga europeiska länder med utbyggda naturgasnät. Under kalenderåret 2009 importerades motsvarande 12,7 terawattimmar naturgas i undre värmevärde 8. 7 1 Nm 3 är lika med en 1 m 3 gas vid ett atmosfärstryck av 1,01325 bar och temperatur av 0 0 C. 8 Motsvarande import i övre värmevärde är 14,2 TWh. 15

Den befintliga transmissionsledningen har kapacitet att årligen transportera cirka 22 TWh. Figur 2 Överförd energimängd i TWh för varje gasnätsföretags redovisningsenhet visar överförd energimängd gas för varje transmissions och distributionsverksamheter. Mängden stämmer inte fullständigt överens med den energimängd som överförs totalt då varje transmissionsföretag även har direktanslutna slutkunder till sina ledningar. Figur 2 Överförd energimängd i TWh för varje gasnätsföretags redovisningsenhet År 2009 användes cirka 38 procent av naturgasen inom industrin medan omkring 47 procent användes för produktion av kraftvärme och fjärrvärme. Resterande cirka 15 procent användes för uppvärmning av fastigheter, växthus och liknande samt som fordonsgas. Den svenska naturgasförbrukningen förväntas öka något de närmaste åren till följd av att Öresundsverket i Malmö tas i drift. Det befintliga verket har moderniserats till ett gaseldat kraftvärmeverk med en produktionskapacitet på 440 MW el och 250 MW värme. Tillsammans bedöms Ryaverket i Göteborg och Öresundsverket i Malmö förbruka 5,6 TWh naturgas per år vid full drift. Öresundsverket togs i drift under år 2009. 2.5 Försörjningstryggheten Med en enda tillförselpunkt till det svenska naturgassystemet, vilken är Dragör i Danmark, är försörjningstryggheten en viktig fråga i Sverige. De senaste åren har olika branschaktörer utrett ytterligare tillförselvägar till det svenska naturgassystemet men inget projekt har hitintills förverkligats. Projektet Skanled avser en gasledning från södra Norge till Sveriges västkust. Detta projekt har utvärderats under en längre tid men är tillsvidare vilande. Swedegas har varit engagerade i en framtida anslutning av stamnätet till Skanlednätet. Projektet kan komma att återupptas om förutsättningarna förändras. 9 9 Swedegas som äger Skanledprojektet har i Årsrapporten 2009 för Swedegas transmission skrivit ner de balanserade kostnaderna. 16

Ett annat projekt i Sveriges närhet är gasledningen Nord Stream som går från Ryssland till det europeiska gasnätet genom Östersjön. Gasledningen består av två parallella ledningar som passerar genom fem länders ekonomiska zoner, däribland Sveriges, dock finns det inga planer att ansluta till Sverige. Ledningen ökar däremot gastillförseln till Tyskland. Även om Sverige idag saknar direkt anknytning till kontinenten kan det i framtiden finnas möjligheter för Sverige att tillgodogöra sig denna ökning av tillgänglig gas via Danmark. 10 I november år 2008 inleddes byggnationen av en terminal för flytande naturgas (LNG Liquefied Natural Gas) strax norr om Nynas raffinaderi i Nynäshamn. Bolaget Nynäshamns Gasterminal AB ägs av AGA. Anläggningen beräknas tas i drift under år 2011. I dagsläget finns dock inga planer på att ansluta anläggningen till det befintliga naturgasnätet på väst och sydkusten. Det finns utbyggnadsplaner för det inhemska naturgasnätet. Koncessionsansökningar har lämnats in av E.ON Gas Sverige AB till EI om att förlänga gasledningen från Gislaved/Gnosjö till Oxelösund via Jönköping. Vidare planeras också en fortsatt ledningsdragning upp till Örebro. Koncessionsansökan avseende ledningen från Gislaved/Gnosjö till Jönköping har tillstyrkts av Energimarknadsinspektionen och bereds för närvarande inom Regeringskansliet. E.ON har valt att avvakta beredningen av ärendet innan företaget tar nya initiativ till ytterligare utökning av gasledningsnätet i mellansverige. 10 E.ON Gas Sverige AB har i samarbete med Verbundnetz Gas och DONG Energy planer på att bygga en transmissionsledning som ska förbinda Tyskland med Danmark och Sverige. Projektet kallas för Baltic Gas Interconnector. Samtliga länder har beviljat tillstånd. Arbetet är tillsvidare bordlagt i väntan på utfallet av det ryska gasprojektet Nord Stream. 17

3 Uppföljning av metodgodkännande av gasnätstariffer 3.1 Bakgrund och legala förutsättningar 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 tillsynsmyndigheten. 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 överföringstariffen eller anslutningsavgiften är objektiv och ickediskriminerande. Bestämmelserna om tariffer för överföring av naturgas återfinns i 6 kap. 2 5 naturgaslagen. Enligt 6 kap. 2 ska tariffer för överföring av naturgas vara skäliga, objektiva och icke diskriminerande. Av 6 kap. 3 framgår att det vid utformandet av överföringstariffer särskilt ska beaktas antalet anslutna kunder, kundernas geografiska läge, mängden överförd energi och abonnerad effekt, kostnaderna för överliggande ledningar, leveranssäkerhet och trycket i ledningarna. Av 6 kap. 5 följer vidare att gasnätsföretagen inte får börja tillämpa en tariff förrän de metoder som använts för att utforma tariffen har godkänts av tillsynsmyndigheten samt att ett sådant godkännande ska lämnas om metoderna kan antas leda till att tariffen uppfyller kraven på att de är objektiva och icke diskriminerande. Förhandsgodkännandet avser enbart vissa aspekter av tariffernas och anslutningsavgifternas utformning. Bestämmelsen om tillsynsmyndighetens metodgodkännande syftar till att säkerställa att tarifferna och avgifterna blir objektiva och ickediskriminerande, medan skäligheten liksom tidigare bedöms på annat sätt. 11 3.2 Godkännande av metoder för utformning av tariffer och avgifter Samtliga naturgasnätsföretag ansökte under år 2005 om godkännande av de tariffmetoder som de avsåg att tillämpa för att utforma avgiften eller tariffen. Statens energimyndighet, som då var tillsynsmyndighet, granskade de redovisade metoderna och godkände dessa för alla naturgasnätsföretag under samma år. 12 Tabell 2 visar i sammandrag de olika avtalsformerna/tarifftyperna som godkändes år 2005. 11 Proposition 2004/05:62 Genomförande av EG:s direktiv om gemensamma regler för de inre marknaderna för el och naturgas s. 231. 12 Dnr 7822 05 3717, 7822 05 3686, 7822 05 3719, 7822 05 3707, 7822 05 5039, 7822 05 5038, 7822 05 3718, 7822 05 5040, 7822 05 3739. 18

Tabell 2 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) 13 x x x x E.ON Gas Sverige AB (Sydkraft Gas AB) 14 x x x x E.ON Gas Sverige AB (Dong Sverige Distribution AB) x x Göteborg Energi Gasnät AB x x x Öresundskraft AB x x x Öresundskraft AB (Ängelholms Energi AB) x x x Varberg Energi AB x x x Göteborg Energi Gasnät AB ansökte under år 2009 om metodgodkännande 15 för en ny tariff för överföring som de hade för avsikt att införa. Detta var föranlett av en strukturförändring, inte en prishöjning och berodde på en förändring i strukturen för överliggande nättariff. Energimarknadsinspektionen har godkänt ansökan. 3.3 Genomförd uppföljning av godkända metoder EI har under september 2010 följt upp om de godkända metoderna tillämpats vid utformning av tariffer och avgifter. Uppföljningen har genomförts genom telefonkontakt med naturgasnätsföretagen och genom en avstämning av de godkända tarifftyperna mot de tarifftyper som finns publicerade på företagens hemsidor. Uppföljningen har inte föranlett någon erinran från EI:s sida. Gasnätsföretagen ska även i fortsättningen, så länge lagstiftningen har sin nuvarande utformning, ansöka om metodgodkännande om de har för avsikt att ändra sina metoder för att utforma tariffen eller avgiften. 13 Avser redovisningsenheten för transmissionsnät. 14 Avser redovisningsenheten för distributionsnät. 15 Dnr 7820 09 101588. 19

4 Metod för granskning av gasnätsföretagens intäkter år 2009 Detta kapitel beskriver den metod som har använts för att granska skäligheten i gasnätsföretagens intäkter för år 2009. 16 4.1 Allmänt Med stöd av 6 kap. 2 naturgaslagen granskas skäligheten i gasnätstarifferna årligen i efterhand. Kravet på skälighet hänför sig till de totala intäkterna från verksamheten och syftar till att förhindra att lednings eller anläggningsinnehavarna utnyttjar sin monopolställning genom att ta ut oskäliga monopolvinster (prop. 2004/05:62 s. 228). Under åren 2008 2010 har EI utarbetat en granskningsmetod med målsättningen om att förhandspröva gasnätstariffer. Eftersom förhandsprövning av gasnätstariffer bör införas först när naturgaslagen kompletterats med bestämmelser om förhandsprövning har EI under år 2010 i stället utarbetat en granskningsmetod som kommer att användas för uppföljning av gasnätstarifferna i efterhand. Denna metod bygger på de principer som utarbetats för förhandsprövningen. Granskningen sker i följande steg: 1 EI sammanställer en intäkt utifrån Årsrapporterna för varje redovisningsenhet. 2 EI beräknar en intäkt för varje redovisningsenhet. 3 EI:s beräknade intäkt jämförs med varje redovisningsenhets verkliga intäkt. 4 De redovisningsenheter som har en verklig intäkt som understiger den beräknade intäkten granskas inte ytterligare om det inte framkommer särskilda skäl. Om det finns särskilda skäl vidtar en fördjupad granskning enligt punkt 5. 5 De företag som har en verklig intäkt som överstiger den beräknade intäkten blir föremål för en fördjupad företagsspecifik granskning. Fördjupad granskning inleds också om det framkommer andra skäl som talar för behov av en fördjupad utredning. En fördjupad granskning avslutas genom att EI bedömer om gasnätstarifferna är skäliga respektive oskäliga. En oskälig intäkt leder till justering av gasnätstarifferna. Ett sådant beslut kommer att fattas först när EI kunnat följa företagets tariffutveckling också under åren 2010 2012 Med stöd av den beskrivna granskningsmetoden har EI analyserat utfallet av 2009 års gasnätstariffer för varje redovisningsenhet, se kapitel 5. 16 Tillsynsmetod för överföring och lagring av naturgas i Sverige (EI R2008:16). 20

4.2 Samlade intäkter Intäkterna sammanställs utifrån data i Årsrapporten för det år som granskas. 4.3 Beräkning av intäkter med EI:s metod Enligt förarbetena prop. 2004/05:62 s. 228 hänför sig kravet på skälighet till de totala intäkterna från verksamheten och syftar till att förhindra oskäliga monopolvinster till förfång för kunderna. I detta avsnitt beskrivs EI:s metod för att beräkna en intäkt för verksamheten. Redovisningsenhetens verkliga intäkt jämförs sedan med den av EI beräknade intäkten. Beräkningsformlerna redovisas i Bilaga 1. 4.3.1 Uppgifter till grund för beräkningen av intäkten Utifrån uppgifter i Årsrapporterna år 2009 och med stöd av de metoder som utarbetats inför den kommande förhandsprövningen av gasnätstariffer har EI beräknat en intäkt för varje redovisningsenhet. Möten har genomförts med samtliga gasnätsföretag för att gå igenom Årsrapporternas uppgifter. Företagen har också ombetts att komplettera med uppgifter om anläggningstillgångarnas kategorier med avseende på reglermässiga anläggningskategorier. Samtliga företag har kompletterat med begärda uppgifter. I några fall har gasnätsföretagen valt att komplettera med uppgifter om redovisningsenheternas anläggningstillgångars ursprungliga anskaffningsvärden dvs. anskaffningsvärdet på anläggningstillgångarna när anläggningarna togs i bruk första gången i verksamheten. 4.3.2 Beskrivning av metoden för granskning av 2009 års intäkter. Beräkningen av 2009 års intäkter har skett med i huvudsak samma metoder som föreslagits för beräkning av en s.k. intäktsram vid förhandsprövning av gasnätstariffer. De huvudsakliga avvikelserna från dessa metoder 17 är att: Värdering av ingående anläggningstillgångar i kapitalbasen sker till nuanskaffningsvärden beräknade endast utifrån historiska anskaffningsvärden. Anskaffningsvärdena i Årsrapporterna har i några fall kompletterats med uppgifter om ursprungliga anskaffningsvärden. De löpande kostnaderna som anses påverkbara beräknas som ett genomsnitt av de löpande kostnaderna för åren 2006 2009. Myndighetsavgifter hanteras som påverkbara kostnader och inte som opåverkbara. Anledningen är att dessa inte har särredovisats i Årsrapporten för år 2009. Genom att inget effektiviseringskrav åläggs de påverkbara kostnaderna så har metodavvikelsen begränsad effekt. 17 Tillsynsmetod för överföring och lagring av naturgas i Sverige Steg 2 (EI R2009:17) samt EI R2008:16. 21

4.3.3 Beräkning av kapitalkostnader Kapitalbas EI har beräknat kapitalkostnaderna på följande sätt. Grundläggande är att alla anläggningstillgångar har värderats till ett nuanskaffningsvärde. 18 Metoden för att erhålla nuanskaffningsvärden har varit två. Antingen har beräkningen utgått från anskaffningsvärdena i Årsrapporten eller uppgifter om de ursprungliga anskaffningsvärdena från tidpunkterna när anläggningarna togs i bruk första gången i verksamheten. Både anskaffningsvärden och ursprungliga anskaffningsvärden har därefter räknats upp till ett nuanskaffningsvärde, med SCB:s index E84 för gasföretag, som i huvudsak speglar de kostnadsökningar som branschen har haft över åren sedan anskaffningen gjordes. Tabell med uppdaterad indexserie redovisas i Bilaga 3. I första hand har EI valt att utgå från anskaffningsvärdena i Årsrapporterna eftersom dessa uppgifter är styrkta av både bolagens ledning samt dess revisorer. I Årsrapporterna specificeras anläggningstillgångarna efter anskaffningsvärde, anskaffningsår och avskrivningstid. För att kunna göra en jämförelse av kapitalkostnaderna mellan olika de olika redovisningsenheterna har innehavarna av redovisningsenheterna ombetts att komplettera det tidigare inrapporterade värdet av sina anläggningstillgångar. Kompletteringarna avsåg fördelningen av anläggningstillgångarna på reglermässiga anläggningskategorier och avskrivningstider enligt EI:s rapport EI R2009:17 19. Dessa avviker i vissa fall från gasnätsföretagens egna avskrivningstider och indelningar. I några fall har det framkommit att ursprungliga anskaffningsvärden kan ge ett rimligare resultat. Ursprungliga anskaffningsvärden har inte påverkats av de omvärldsförändringar som skett från det anläggningen togs i bruk till värderingsdagen. Någon hänsyn har inte tagits till försiktighetsprincipen eller penningvärdesförsämringar och teknikutvecklingen. Det ursprungliga anskaffningsvärdet kan därför, under förutsättningen att det är verifierbart, utgöra ett rimligare värde för beräkning av nuanskaffningsvärdet i det enskilda fallet. En förutsättning är att företaget kan visa dokumenterade uppgifter och kan redovisa om de ursprungliga anskaffningsvärdena har justerats för genomförda utrangeringar. Om ursprungliga anskaffningsvärden eller motsvarande har använts i analysen i kommande kapitel har EI således också bedömt att värdena i Årsrapporterna har brister i detta avseende samt att de kompletterande uppgifterna som redovisats synes korrekta. 18 Den ekonomiska externa redovisningen innehåller inte nuanskaffningsvärden. Anskaffningsvärden i Årsrapporterna baserar sig på den ekonomiska redovisningen och har värderats efter vad som sägs i Bokföringslagen (BFL) om den ekonomiska redovisningens hållande samt värdering av anläggningstillgångar enligt 4 kap. Årsredovisningslagen (1995:1554). Värderingen av tillgångarna ska göras enligt försiktighetsprincipen (2 kap. 4 p.3 ÅRL). Anskaffningsvärden är dessutom endast knutna till den redovisade juridiska personen och inte till den ursprungligt förvärvande juridiska personen. 19 Tillsynsmetod för överföring och lagring av naturgas i Sverige Steg 2 (EI R2009:17). 22

Utgifter av betydelse för utveckling av det svenska naturgasnätet. I tidigare rapport 20 har EI ansett att investeringsprojekt som ännu inte förverkligats kan tas med i kapitalbasen om särskilda förutsättningar föreligger. 21 Gasnätsföretag som vill ta med dessa utgifter i bedömningen av redovisningsenheternas kapitalbas får motivera detta och EI gör därefter en bedömning i det enskilda fallet. Företagen ska i så fall dels redovisa hur utgiften anses utgöra ett främjande av gassystemets utveckling i sin helhet eller medverka till försörjningstryggheten dels vilka perioder som utvecklingsutgifterna kommer att utnyttjas. 22 Utgifter av detta slag ska redovisas i årsrapporterna som Immateriella tillgångar (BR71211). De kännetecknas av att det är en identifierbar icke monetär tillgång utan fysisk substans som innehas för att senare användas i ett företags produktion. Företagen ska ha kontroll över resursen till följd av inträffade händelser och den ska förväntas ge företaget framtida ekonomiska fördelar. Kalkylränta för år 2009 vid beräkning av avkastning på investerat kapital För att beräkna kapitalkostnaden med EI:s metod använder EI den s.k. WACCmetoden. Avkastningen på investerat kapital bestäms av kalkylräntan. Kapitalkostnadernas förändring över tiden bestäms genom att hänsyn tas till eventuella förändringar i avkastningen på investerat kapital. Dessa förändringar tydliggörs av förändringar i kalkylräntan. Kalkylräntan ska avspegla två saker, alternativa placeringar av kapitalet samt den ekonomiska risk som kapitalplaceraren tar och som bör leda till avkastning på det investerade kapitalet. Dessa avvägningar görs med beräkningar enligt den s.k. WACC metoden 23. Beräkningsmetoden baserar sig på fördelningen mellan eget kapital och lånat kapital samt bedömda finansiella risker. För det svenska gasnätet gäller att inga gasnätsföretag är renodlat noterade som gasnätsföretag och därför får beräkningarna bl.a. göras utifrån gasnätsföretagens balans och/eller resultaträkningar samt från internationell information. EI har låtit konsulten ICECAPITAL genomföra en uppdatering av de beräkningar som företaget gjorde till EI år 2008. Uppdraget har inkluderat att dels ange en kalkylränta för år 2009, dels prognostisera kalkylräntor för åren 2011 2014. ICE CAPITAL har föreslagit ett ränteintervall för vart och ett av åren 2009 2014. Ytterligare information om beräkningsmetodik m.m. finns i ICECAPITAL:s rapport. Rapporten är publicerad på EI:s hemsida. 24 ICECAPITAL:s beräkning av en skälig WACC (kalkylränta) för 2009 återges i Tabell 3 nedan. 20 Tillsynsmetod för överföring och lagring av naturgas i Sverige Steg 2 (EI R2009:17). 21 Tillsynsmetod för överföring och lagring av naturgas i Sverige Steg 2 (EI R2009:17) kap. 4.3.2 s. 31f. 22 För att dessa utgifter ska kunna ingå i kapitalbasen ska de redovisas med samma förutsättningar som anges i Redovisningsrådets rekommendation RR15. I RR15 definieras utveckling, under punkten 7, som annan kunskap för att åstadkomma nya konstruktioner innan användning påbörjas. 23 Weighted Average Capital Cost 24 http://ei.se/for Energiforetag/Naturgas/Forhandsreglering av intakter fornaturgasverksamhet/konsultrapporter/ 23

Tabell 3 Kalkylränta enligt WACC-metoden ICECAPITAL, real WACC före skatt Medelvärde Intervall, min Intervall, max År 2009 6,70 % 6,20 % 7,20 % Avskrivningstider för beräkning av kapitalkostnader Vid beräkning av kapitalkostnader med EI:s metod har EI utgått från de reglermässiga avskrivningstiderna som EI tidigare bestämt för gasnätsanläggningar. 25 Med avskrivningstid avses fördelningen av anskaffningsutgifter för en tillgång över samma tid som tillgången bidrar till intäkter. I Tabell 4 redovisas de avskrivningstider som angavs i tidigare rapport. 26 Tabell 4 Reglermässig indelning av anläggningskomponenter och avskrivningstider Anläggningskomponenter Reglermässiga avskrivningstider (år) Transmissionsledningar 40 Distributionsledningar 40 M/R- stationer 20 Mätare 12 Stödsystem och system för övervakning 12 Lagerutrymme 40 Kompressor för lagret 25 Övriga maskiner och inventarier Samma som bokföringsmässig avskrivningstid 4.3.4 Beräkning av löpande kostnader EI:s beräknade intäkt består, utöver kapitalkostnader, av löpande kostnader. EI har beräknat de löpande kostnaderna enligt följande metod. Löpande kostnader delas in i två kategorier, påverkbara och opåverkbara. De opåverkbara kostnaderna accepteras i sin helhet medan de påverkbara kostnaderna beräknas som ett genomsnitt av redovisningsenhetens historiska löpande kostnader, för att jämna ut årsvariationer i gasnätsföretagens kostnader. 27 Vid beräkning av en nivå på de påverkbara löpande kostnaderna har EI valt att utgå från de löpande påverkbara kostnaderna som redovisningsenheten har haft under åren 2006 2009. Kostnaderna för vart och ett utav åren 2006 2008 räknas upp med utfallet av inflationen enligt KPI. De uppräknade kostnaderna summeras sedan med de beräknade påverkbara kostnaderna för år 2009 och delas med fyra. På så vis erhålls en påverkbar löpande kostnad för år 2009. Definition av löpande kostnad Med löpande kostnader avses kostnader som uppstår vid bedrivande av gasnätsverksamhet och som inte är kapitalkostnader. 25 Jfr. EI R2008:16 och EI R2009:17. 26 Tillsynsmetod för överföring och lagring av naturgas i Sverige Steg 2 (EI R2009:17) Kap. 6 s. 49. 27 Tillsynsmetod för överföring och lagring av naturgas i Sverige steg 2 (EI R2009:17) kap. 8.5 s. 55f. 24

Redovisningsenhetens löpande kostnader återfinns i årsrapportens resultaträkning under följande poster: Råvaror och förnödenheter (RR73120) Övriga externa kostnader (RR73130) Personalkostnader (RR73140) Jämförelsestörande poster 28 (RR73170) Övriga rörelsekostnader (RR73180). Alla rörelsekostnader, som inte är kapitalkostnader, finns redovisade under ovan nämnda poster. Exempel på dessa är drift och underhållskostnader samt kostnader för överliggande nät. Summan av de uppräknade kostnaderna utgör utgångspunkt vid beräkning av löpande kostnader. Vissa kostnader ska inte ingå i löpande kostnader När utgångspunkt tas i Årsrapporterna för år 2009 har följande poster exkluderats vid beräkning av löpande kostnader. Förändring av varulager (RR71120) Förändring av pågående arbete för annans räkning 29 (RR71130) Aktiverat arbete för egen räkning (RR71140). Anledningen till att dessa poster exkluderas är att vissa kostnader bokförs löpande och ingår under året som rörelsekostnader trots att dessa inte ska belasta årets resultat. För att de inte ska påverka resultatet har de tagits upp som intäkt och för att få en rättvisande bild av de reglermässiga kostnaderna dras de motsvarande beloppen som redovisats som intäkt i resultaträkningen bort. Exempelvis är Aktiverat arbete för egen räkning sådana kostnader och avser det arbete som personalen lagt ner på egna investeringar. Dessa kostnader har aktiverats i balansräkningen som en del av investeringarna och ska inte belasta årets resultat. Opåverkbara kostnader Den andra justeringen som görs är att de kostnader som anses vara opåverkbara dvs. kostnader för överliggande nät exkluderas från de påverkbara löpande kostnaderna. Med kostnader för överliggande nät avses kostnader som nätägaren har för transporttjänster i överliggande nät. 30 Dessa kostnader särredovisas i årsrapporten under kod NTN501 i not ʺKostnadsspecifikationʺ. Med myndighetsavgifter avses avgifter enligt förordningen om vissa avgifter på naturgasområdet 31 så som tillsynsavgifter och försörjningstrygghetsavgift samt avgifter enligt sprängämnesinspektionens föreskrifter om avgifter för inspektionens verksamhet 32. I granskningen av Årsrapporterna för 2009 har inte dessa hanterats som opåverkbara kostnader. 28 Från och med 2009 års rapportering har posten Jämförelsestörande poster utgått. 29 Från och med 2009 års rapportering ingår posten i RR71120 Förändring av varulager. 30 Handbok, användarhandledning för redovisning av årsrapporter naturgasverksamhet 2009, s. 24. 31 SFS 2008:1330. 32 SÄIFS 1999:4. 25

Anledningen till att justeringen görs för de opåverkbara löpande kostnaderna är att de opåverkbara kostnaderna anses vara skäliga i sin helhet, vilket innebär att företagen får full kostnadstäckning för dessa vid 2009 års granskning. Redovisning av löpande kostnader år 2009 Nedanstående tabeller (Tabell 5 till Tabell 7) redovisar de poster som ingår i beräkningen av löpande kostnader. Tabell 5 Redovisningen av löpande påverkbar kostnad Påverkbara löpande kostnader (PLK) RR73120 Råvaror och förnödenheter inkl. myndighetsavgifter RR73130 Övriga externa kostnader inkl. myndighetsavgifter RR73140 Personalkostnader RR73180 Övriga rörelsekostnader Avgår RR71120 Förändring av varulager Avgår RR71130 Förändring av pågående arbete för annans räkning Avgår RR71140 Aktiverat arbete för egen räkning Avgår NTN501 Kostnader för överliggande nät Summa löpande påverkbara kostnader Tabell 6 Redovisning av opåverkbara löpande kostnader Opåverkbara löpande kostnader (OLK) Kostnader för överliggande nät (NTN501) Myndighetsavgifter 33 (Ingår i påverkbara löpande kostnader vid 2009 års granskning) Summa opåverkbara kostnader Tabell 7 Redovisning av löpande kostnader Löpande kostnader (LK) Påverkbara löpande kostnader Opåverkbara löpande kostnader Summa löpande kostnader 4.4 Avkastning på investeringar i gasnätet För att underlätta bedömningen av rimligheten i gasnätstarifferna för år 2009 har EI utifrån Årsrapporterna beräknat räntabiliteten på bokförda totala tillgångar och resultat efter finansiella intäkter. Måttet syftar till att ge läsaren av rapporten en uppfattning om lönsamheten i respektive redovisningsenhet utifrån de år som EI samlat in data om företaget. EI har valt att presentera respektive redovisningsenhets medelvärde med avseende på räntabilitet på totalt kapital för fyra år (2006 2009) 34. 33 Myndighetsavgifterna i Årsrapporterna 2009 är inte särredovisade. Dessa kostnader förekommer i posterna Råvaror och förnödenheter samt Övriga externa kostnader. 34 Avkastning på totalt kapital beräknas på redovisningsenheternas resultat efter finansiella intäkter och kostnader plus de finansiella kostnaderna i förhållande till det totala kapitalet. 26

4.5 Intäkter som understiger beräknade intäkter Om en redovisningsenhet har samlade intäkter för 2009 som understiger den av EI beräknade intäkten med EI:s metod (som har beräknats i enlighet med vad som anges i avsnitt 4.3) fortsätter EI inte granskningen om det inte framkommer särskilda skäl för detta. Särskilda skäl kan t.ex. vara att EI finner att Årsrapportens data behöver granskas ytterligare. 4.6 Intäkter som överstiger beräknade intäkter Om en redovisningsenhet har en samlad intäkt för 2009 som överstiger den beräknade intäkten kommer EI att gå vidare med en fördjupad granskning av skäligheten i gasnätsföretagets tariffer. En fördjupad granskning syftar till att klargöra om gasnätstariffen är skälig eller inte och då väger EI in all den information som EI har om företaget och gör en samlad bedömning. EI kommer då även att se till intäktsutvecklingen över tiden samt avvakta utfallet av granskningen av åren 2010 2012 innan EI tar slutlig ställning i frågan. 27

5 Granskning av 2009 års intäkter I detta kapitel har EI utifrån den granskningsmetod som beskrivits i avsnitt 4.3 jämfört företagets intäkt för år 2009 med en av EI beräknad intäkt för respektive redovisningsenhet för år 2009. Granskningen av gasnätsföretagens intäkter har genomförts per redovisningsenhet. 5.1 Inledning För varje redovisningsenhet redovisas en tabell med en, två eller högst tre kolumner. Tabellen redovisar bland annat enhetens verkliga intäkt som jämförs med den av EI beräknade intäkten vilken motsvaras av summan av de estimerade kapitalkostnaderna och löpande kostnaderna. De tre kolumnerna åskådliggör tre olika sätt att beräkna redovisningsenheternas kapitalbas och därmed en kapitalkostnad men det är enbart kolumn 2 och 3 som följer den beräkning som anges i avsnitt 4.3. Kolumn 1 följer inte den beskrivna metoden i avsnitt 4.3 utan utgör bara ett referensvärde. Tabell 8 Tabellindelning vid beräkning av redovisningsenheternas intäkter för år 2009 Redovisningsenhet värden i tkr Anskaffningsvärden enligt ÅR 2009 Anskaffningsvärden enligt ÅR 2009 fördelade på reglermässiga avskrivningstider Gasnätsföretagens justerade anskaffningsvärden fördelade på reglermässiga avskrivningstider I varje kolumn har kapitalkostnaderna beräknats utifrån samma kalkylränta 35 och uppräknats till nuanskaffningsvärde med det sammanvägda index E84 för gasnätföretag 36. I övrigt är skillnaderna mellan de olika kolumnerna i Tabell 8 följande: Anskaffningsvärden enligt ÅR 2009 Värdena i denna kolumn hämtas ur Årsrapporterna och Avskrivningstid anläggningstillgångar. Denna kolumn utgör en referens till de andra kolumnerna eftersom den utgår från de avskrivningstider som tillgångarna åsatts av redovisningsenheterna i bokföringen. Anskaffningsvärden enligt ÅR 2009 fördelade på reglermässiga avskrivningstider Anskaffningsvärdena i denna kolumn utgår från en reglermässig kategorisering av anläggningstillgångarna och deras avskrivningstider samt deras bokföringsmässiga anskaffningsår. Detta är EI:s huvudmetod för att beräkna varje gasnätsföretagens kapitalkostnad. 35 Beräknat med beräkningsmetoden Weighted Average Capital Cost (WACC). 36 Framtagit år 2009 och uppdaterat av SCB år 2010. 28

Redovisningsenheternas justerade anskaffningsvärden fördelade på reglermässiga avskrivningstider I denna kolumn utgår anskaffningsvärden från ursprungliga anskaffningsvärden från de år som anläggningarna togs i bruk utan påverkan av händelser som uppkommer vid företags och/eller anläggningsförvärv samt företagsfusioner. I denna kolumn tillämpas de reglermässiga kategoriseringar av anläggningstillgångarna och de reglermässiga avskrivningstiderna vid beräkning av kapitalkostnader. Den kalkylränta som EI använt för att beräkna kapitalkostnaderna uppgår till 6,70 procent då EI inte har funnit något skäl som talar för att avvika från medelvärdet i ICECAPITAL:s redovisade intervall. 5.2 E.ON Gas Sverige AB, Transmission REN00599 5.2.1 Allmänt om redovisningsenheten E.ON:s transmissionsnät är anslutet till Swedegas stamnät. Redovisningsenheten består av rörledningar som sträcker sig från Trelleborg i söder till Gnosjö i norr. Det finns planer på att fortsätta utbyggnaden av ledningsnätet till Jönköping och sedan vidare upp till mellansverige. Till denna redovisningsenhet är följande gasdistributionsföretag och förbrukare anslutna: E.ON Gas Sverige AB, Distribution E.ON Gas Sverige AB, Lagring Lund Energi AB Öresundskraft AB Direktanslutna kunder Tabell 9 Uppgifter ur den särskilda rapporten, år 2009 Ledningslängd i km 230 Överförd volym angiven i Nm3 37 693 029 312 Överförd energimängd angiven i MWh 7 594 206 Antal uttagspunkter 65 Intäkt per km ledning i tkr/km 1 343,42 Intäkt per överförd energimängd i kr/mwh 41,00 Totalt kapital, medelvärde 2006-2009 i tkr 791 150 Resultat efter finansiella poster exkl. räntekostnader, medelvärde 2006-2009 i tkr 55 433 Räntabilitet på totalt kapital, medelvärde 2006-2009 7,01% 5.2.2 Särskilda omständigheter E.ON Gas Sverige AB har framfört att EI bör ta hänsyn till de balanserade utvecklingsutgifterna för projektet Mellansverige vid beräkning av redovisningsenhetens kapitalkostnad. 37 1 Nm 3 är lika med en 1 m 3 gas vid ett atmosfärstryck av 1,01325 bar och temperatur av 0 0 C 29

5.2.3 Beräkning av E.ON Gas Sverige AB:s intäkter från transmission EI:s beräkning av redovisningsenhetens intäkter enligt metoden i avsnitt 4.3 uppgår till 297 013 tkr utifrån vad som redovisas i Tabell 10. Fördjupat material redovisas i Bilaga 2. Tabell 10 Sammanställning av underlag från Årsrapporterna och kompletteringar E.ON Gas Sverige AB Transmission värden i tkr Anskaffningsvärden enligt ÅR 2009 Anskaffningsvärden enligt ÅR 2009 fördelade på reglermässiga avskrivningstider Gasnätsföretagens justerade anskaffningsvärden fördelade på reglermässiga avskrivningstider Anskaffningsvärde 1 003 085 862 568 38 1 003 085 Kapitalbas NUAK 2009 1 841 908 1 672 167 39 1 843 180 Kapitalkostnad 137 574 126 900 127 463 Löpande kostnader 170 113 170 113 170 113 Beräknade intäkter med metoden 307 686 297 013 297 576 Summerad intäkt enligt ÅR 2009 308 986 308 986 308 986 Intäkt i % av beräknade intäkter 100 % 104 % 104 % Differens i tkr 1 300-11 973-11 410 EI:s granskning visar att E.ON Gas Sverige AB:s intäkter för transmission år 2009 överstiger den beräknade intäkten med 4 procent dvs. 104 % enligt kolumn 2. Skillnaden jämfört med kolumn ett (referensvärdet) beror på att redovisningsenheten har kortare avskrivningstider än de reglermässiga i sin ekonomiska redovisning. Det ger färre fördelningsår och högre kapitalkostnad/år. Exempelvis har E.ON Gas Sverige AB:s transmissionsnät 30 år som avskrivningstid i sin bokföring medan den reglermässiga avskrivningstiden är 40 år för motsvarande anläggningskategori. E.ON Gas Sverige AB har under utredningstiden kompletterat sin redovisning av redovisningsenhetens anläggningstillgångar. Justeringar har gjorts av anskaffningstidpunkten och värden till det år då anläggningarna togs i bruk. Dessa förändringar påverkar den beräknade kapitalkostnaderna så att kapitalkostnaden ökar från 126 900 tkr till 127 463 tkr (kolumn 3). E.ON Gas Sverige AB har även inkluderat aktiverade kostnader för anläggningstillgångar som ännu inte tagits i bruk i kapitalbasen. Dessa har, i redovisningsenhetens Årsrapport åsatts ett anskaffningsvärde på 135 mkr vilket motsvarar ett beräknat nuanskaffningsvärde på 165 mkr (2009). Avskrivningstiden har emellertid satts till noll (0) år och anskaffningsvärdet har följaktligen inte genererat någon annuitet vid beräkning av den årliga kapitalkostnaden. 38 Värde exklusive utgifter med noll år i avskrivningstid där bland annat projekt som ännu inte har förverkligats redovisats. Se vidare kap.4.3.1. 39 Värde exklusive utgifter med noll år i avskrivningstid där bland annat projekt som ännu inte har förverkligats redovisats. Se vidare kap.4.3.1. 30

Av dessa 135 mkr har företaget uppgett att 132 mkr är utvecklingskostnader. 40 En simulering har gjorts av EI av hur dessa utgifter kan påverka beräkningen av redovisningsenhetens årliga kapitalkostnad. Resultatet visar att intäkten för år 2009 i så fall kommer att understiga den beräknade intäkten. För att EI ska kunna inkludera hela eller delar av utvecklingsutgifterna upptagna i kapitalbasen behöver EI först granska uppgifterna närmare. Dessa uppgifter har därför inte heller medtagits vid beräkningarna i Tabell 10, kolumn 2. Sammanfattningsvis visar EI:s analys att företaget har en intäkt för år 2009 som överstiger den beräknade intäkten. EI avser därför att genomföra en fördjupad granskning av intäkterna för år 2009. 5.3 E.ON Gas Sverige AB, Distribution REN00598 5.3.1 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 11 Uppgifter ur den särskilda rapporten, år 2009 Ledningslängd i km 1 855 Överförd volym angiven i Nm3 555 585 088 Överförd energimängd angiven i MWh 6 209 828 Antal uttagspunkter 26 294 Intäkt per km ledning i tkr/km 240,75 Intäkt per överförd energimängd i kr/mwh 72,00 Totalt kapital, medelvärde 2006-2009 i tkr 1 303 298 Resultat efter finansiella poster exkl. räntekostnader, medelvärde 2006-2009 i tkr 50 025 Räntabilitet på totalt kapital, medelvärde 2006-2009 3,84 % 5.3.2 Särskilda omständigheter Vid möte med E.ON Gas Sverige AB har det framkommit att anskaffningsvärdena i Årsrapporterna för 2009 även innefattar tre produktionsanläggningar för biogas. Till de delar dessa anläggningar inte används för överföring av naturgas i distributionsledningarna ska de inte redovisas i Årsrapporterna. 41 Dessa anläggningar har totalt upptagits i Årsrapporterna till ett anskaffningsvärde på totalt 39 mkr. I dessa 39 mkr ingår spetsningsanläggningar, vilka företaget schablonmässigt uppskattar till en utgift på c:a 1 mkr per anläggning, till ett anskaffningsvärde om totalt 3 mkr. EI bedömer att anskaffningsvärdena för spetsningsanläggningarna får ingå vid beräkningen av kapitalbasen. 42 40 Se kap. 4.3.1 Utvecklingskostnader som har betydelse. 41 Naturgaslag (2005:403) 3 kap. 3. 42 Tillsynsmetod för överföring och lagring av naturgas i Sverige Steg 2 (EI R2009:17) kap. 4.3.4 s. 34f. 31

5.3.3 Beräkning av E.ON Gas Sverige AB:s intäkter från distribution EI beräknar redovisningsenhetens intäkter med metoden i avsnitt 4.3 till 446 589 tkr utifrån vad som redovisas i Tabell 12. Fördjupat material redovisas i Bilaga 2. Tabell 12 Sammanställning av underlag från Årsrapporterna och kompletteringar från företaget E.ON Gas Sverige AB Distribution värden i tkr Anskaffningsvärden enligt ÅR 2009 Anskaffningsvärden enligt ÅR 2009 fördelade på reglermässiga avskrivningstider Gasnätsföretagens justerade anskaffningsvärden fördelade på reglermässiga avskrivningstider Anskaffningsvärde 1 806 740 1 806 740 1 770 787 Kapitalbas NUAK 2009 3 304 631 3 304 629 3 210 263 Kapitalkostnad 266 738 240 318 240 318 Löpande kostnader 347 017 347 017 347 017 Beräknade intäkter med metoden 613 755 599 566 587 335 Summerad intäkt enligt ÅR 2009 446 589 446 589 446 589 Intäkt i % av beräknade intäkter 73 % 74 % 76 % Differens i tkr 167 166 152 977 140 746 Anskaffningsvärdena i Årsrapporten ska reduceras med värdet av produktionsanläggningarna exklusive spetsningsanläggningar som får ingå. Då kommer den verkliga intäkten att uppgå till 76 procent av den beräknade intäkten för E.ON Gas Sverige AB, Distribution (jfr Tabell 12, kolumn 3). Justeringen av kapitalbasen har inte nämnvärt påverkat utfallet i jämförelse med andra kolumnen där produktionsanläggningarna ingår. Differensen mellan referensvärdet i första kolumnen och den andra kolumnen (167 166 vs 152 977 tkr) beror i huvudsak på att kortare avskrivningstider används bokföringsmässigt i jämförelse med de reglermässiga avskrivningstiderna. De löpande kostnaderna består till övervägande del av kostnader för överliggande nät. Andelen kostnader för överliggande nät (inklusive vissa myndighetskostnader) utgör 76 procent av de totala löpande kostnaderna. Med hänsyn till att intäkterna för år 2009 understiger den beräknade intäkten och att EI inte heller funnit att det finns några andra skäl att fortsätta granskningen avser EI inte gå vidare med granskningen av E.ON Gas Sverige AB, Distributions gasnätstariffer för år 2009. 5.4 E.ON Gas Sverige AB, Lagring REN00868 5.4.1 Allmänt om redovisningsenheten E.ON Gas Sverige AB:s anläggning för lagring av naturgas är uppbyggd enligt tekniken LRC (Lined Rock Cavern) och är inrymd i berget Skallen nordväst om Halmstad. Anläggningen består i princip av en stålcylinder för lagring av gas som är placerad i ett bergrum. Gas lagras till ett tryck upp till 200 bar och vid detta tryck kan 10 miljoner m 3 lagras. Gaslagret är anslutet direkt till E.ON Gas Sverige AB:s transmissionsnät. 32

Verksamheten i E.ON Gas Sverige AB, Lagring har tidigare bedrivits som ett utvecklingsprojekt men under år 2009 övergick verksamheten till en processverksamhet. Under år 2009 har lagringsverksamheten i LRC demo AB köpts upp av E.ON Gas Sverige AB. Tabell 13 Uppgifter ur den särskilda rapporten, år 2009 Totalt lagrad volym, angiven i Nm3 6 786 661 Antal uttagspunkter 1 Totalt kapital, medelvärde 2006-2009 i tkr 200 129 Resultat efter finansiella poster exkl. räntekostnader, medelvärde 2006-2009 i tkr 6 573 Räntabilitet på totalt kapital, medelvärde 2006-2009 3,28 % 5.4.2 Beräkning av E.ON Gas Sverige AB:s intäkter från lagring EI beräknar redovisningsenhetens intäkter enligt metoden till 21 981 tkr utifrån vad som redovisas i Tabell 14. Fördjupat material redovisas i Bilaga 2. Tabell 14 Sammanställning av underlag från Årsrapporterna och kompletteringar från företaget E.ON Gas Sverige AB Lagring värden i tkr Anskaffningskostnader enligt ÅR 2009 Anskaffningsvärden enligt ÅR 2009 fördelade på reglermässiga avskrivningstider Anskaffningsvärde 140 287 140 287 Kapitalbas NUAK 2009 175 419 175 419 Kapitalkostnad 15 657 16 518 Löpande kostnader 5 463 5 463 Beräknade intäkter med metoden 21 120 21 981 Summerad intäkt enligt ÅR 2009 15 777 15 777 Intäkt i % av beräknade intäkter 75 % 72 % Differens i tkr 5 343 6 204 E.ON Gas Sverige AB:s redovisningsenhet för lagring har intäkter för år 2009 som är 72 procent av den beräknade intäkten (jfr Tabell 14, kolumn 2). Företaget har inte inkommit med några kompletterande uppgifter och några justeringar har i övrigt inte varit påkallade varför inte den tredje kolumnen redovisas. Med hänsyn till att intäkterna understiger den beräknade intäkten och att EI inte heller har funnit att det finns några andra skäl att fortsätta granskningen avser EI inte att gå vidare med granskningen av E.ON Gas Sverige AB, Lagring för år 2009. 33

5.5 Göteborg Energi Gasnät AB, Distribution REN00606 5.5.1 Allmänt om redovisningsenheten Göteborg Energi Gasnät AB är dotterbolag till Göteborg Energi AB som i sin tur är ett helägt dotterföretag 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 process ändamål. Bolaget började bedriva verksamheten under år 2005 då det anskaffade gasnätet från Göteborg Energi AB. 43 Under åren 2008 och 2009 har ett större arbete bedrivits för att konvertera stadsgasnätet för till att överföra naturgas. Tabell 15 Uppgifter ur den särskilda rapporten, år 2009 Ledningslängd i km 256 Överförd volym angiven i Nm3 329 788 224 Överförd energimängd angiven i MWh 3 611 181 Antal uttagspunkter 5 615 Intäkt per km ledning i tkr/km 573,09 Intäkt per överförd energimängd i kr/mwh 41,00 Totalt kapital, medelvärde 2006-2009 i tkr 299 728 Resultat efter finansiella poster exkl. räntekostnader, medelvärde 2006-2009 i tkr 27 121 Räntabilitet på totalt kapital, medelvärde 2006-2009 9,05 % 5.5.2 Särskilda omständigheter Företaget har framfört att de anser att årsrapporterna kan användas i regleringssyfte men att anskaffningsvärdena i Årsrapporterna har brister vid beräkning av nuanskaffningsvärdet på kapitalbasen. Anledningen till detta är att anskaffningsvärdena är från när bolaget startade år 2005. Företaget kan inte uppge exakta ursprungliga anskaffningsvärden men Göteborg Energi Gasnät AB har till EI redovisat estimerade ursprungliga anskaffningsvärden. 43 Årsrapport 2009, förvaltningsberättelsen. 34

5.5.3 Beräkning av Göteborg Energi Gasnät AB:s intäkter från distribution EI beräknar redovisningsenhetens intäkter enligt metoden till 138 139 tkr utifrån vad som redovisas i Tabell 16. Fördjupat material redovisas i Bilaga 2. Tabell 16 Sammanställning av underlag från Årsrapporterna och kompletteringar från företaget Göteborg Energi Gasnät AB Distribution värden i tkr Anskaffningsvärden enligt ÅR 2009 Anskaffningsvärden enligt ÅR 2009 fördelade på reglermässiga avskrivningstider Gasnätsföretagens justerade anskaffningsvärden fördelade på reglermässiga avskrivningstider Anskaffningsvärde 290 410 290 411 396 176 Kapitalbas NUAK 2009 319 663 319 664 754 861 44 Kapitalkostnad 25 616 25 054 57 837 Löpande kostnader 113 084 113 084 113 084 Beräknade intäkter med metoden 138 700 138 359 171 142 Summerad intäkt enligt ÅR 2009 146 711 146 711 146 711 Intäkt i % av beräknade intäkter 106 % 106 % 86 % Differens i tkr -8 011-8 572 24 210 De verkliga intäkterna för år 2009 är 6 % högre än den av EI beräknade intäkten med metoden (jfr Tabell 16, kolumn 2) dvs. 106 %. Intäkterna överstiger därmed den beräknade intäkten. Eftersom redovisningsenheten har lämnat in uppgifter om justerade anskaffningsvärden har EI beräknat en intäkt även utifrån dessa uppgifter (jfr Tabell 16, kolumn 3). Kapitalbasens värde ökar då till 396 mkr från 290 mkr på grund av att justeringar har gjorts av anläggningstillgångarnas anskaffningsvärden och deras fördelning på andra anskaffningsår. Med dessa uppgifter som grund blir intäkterna 86 procent av den beräknade intäkten. En förklaring till denna skillnad är att anskaffningsvärdet för år 2005 har fördelats utifrån de år då anläggningarna togs i bruk. I detta fall har Göteborg Energi Gasnät AB inte kunnat styrka de redovisade ursprungliga anskaffningsvärdena med nödvändig dokumentation. Även om det skulle vara så att anskaffningsvärdena i Årsrapporterna, som åsattes anläggningarna vid bolagets start år 2005, väsentligen understiger de ursprungliga anskaffningsvärdena så har EI valt att inte utgå från uppgifterna eftersom dessa inte kunnat styrkas. I beräkningen ovan utgår EI därför från värdena i Årsrapporten. EI:s analys visar att Göteborg Energi Gasnät AB har en intäkt för år 2009 som överstiger den beräknade intäkten. EI avser därför att genomföra en fördjupad granskning av intäkterna för år 2009. 44 Skillnaden mellan kolumn 2 och 3 är hur fördelning av anskaffningskostnader görs. Om anskaffningsvärden för de ursprungliga anskaffningsåren används ger detta ett högre nuanskaffningsvärde vilket redovisas i kolumn 3. 35

5.6 Lunds Energi AB, Distribution REN00327 5.6.1 Allmänt om redovisningsenheten Lunds Energi AB 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 2005. Tabell 17 Uppgifter ur den särskilda rapporten, år 2009 Ledningslängd i km 177 Överförd volym angiven i Nm3 39 873 696 Överförd energimängd angiven i MWh 437 326 Antal uttagspunkter 2 022 Intäkt per km ledning i tkr/km 237,19 Intäkt per överförd energimängd i kr/mwh 96,00 Totalt kapital, medelvärde 2006-2009 i tkr 60 266 Resultat efter finansiella poster exkl. räntekostnader, medelvärde 2006-2009 i tkr 8 755 Räntabilitet på totalt kapital, medelvärde 2006-2009 14,53 % 5.6.2 Beräkning av Lunds Energi AB:s intäkter från distribution EI beräknar redovisningsenhetens intäkter till 50 024 tkr utifrån vad som redovisas i Tabell 18. Fördjupat material redovisas i bilaga 2. Tabell 18 Sammanställning av underlag från Årsrapporterna och kompletteringar från företaget Lunds Energi AB Distribution värden i tkr Anskaffningsko stnader enligt ÅR 2009 Anskaffningsvärden enligt ÅR 2009 fördelade på reglermässiga avskrivningstider Anskaffningsvärde 124 177 124 177 Kapitalbas NUAK 2009 253 640 253 640 Kapitalkostnad 25 373 19 655 Löpande kostnader 30 370 30 370 Beräknade intäkter med metoden 55 743 50 024 Summerad intäkt enligt ÅR 2009 41 983 41 983 Intäkt i % av beräknade intäkter 75 % 84 % Differens i tkr 13 760 8 041 Av ovanstående Tabell 18, kolumn 2 framgår att de intäkter som bolaget erhållit från sina kunder under år 2009 uppgår till 41 983 tkr och att den beräknade intäkten med metoden uppgår till 50 024 tkr. Detta innebär att de verkliga intäkterna är 84 procent av de beräknade intäkterna. Med hänsyn till att intäkterna understiger den beräknade intäkten och EI inte heller funnit att det finns några andra skäl att fortsätta granskningen avser EI att inte gå vidare med granskningen av Lunds Energi AB:s gasnätstariffer för år 2009. 36

5.7 Swedegas AB, Transmission REN00604 5.7.1 Allmänt om redovisningsenheten Swedegas AB äger och driver stamledningen för transport av naturgas från Dragör i Danmark till Stenungssund. Det överförs ingen biogas i transmissionsnätet. Till Swedegas stamnät är anslutet: E.ON Gas Sverige AB, Transmission Göteborgs Energi Gasnät AB Varberg Energi AB Direktanslutna kunder Företagets gasledningar används även för lagring av naturgas och redovisas nedan i redovisningsenheten Swedegas Lagring AB. Kapitalbasen för lagringsverksamheten är schablonmässigt beräknad som två (2) procent av det totala värdet av alla Swedegas AB:s anläggningstillgångar för överföring av naturgas. Resterande 98 procent används till transport av naturgas. I denna redovisningsenhet redovisas endast transmissionsverksamheten. Tabell 19 Uppgifter ur den särskilda rapporten, år 2009 Ledningslängd i km 390 Överförd volym angiven i Nm3 1 156 394 112 Överförd energimängd angiven i MWh 12 672 569 Antal uttagspunkter 37 Intäkt per km ledning i tkr/km 626,53 Intäkt per överförd energimängd i kr/mwh 19,00 Totalt kapital, medelvärde 2006-2009 i tkr 966 107 Resultat efter finansiella poster exkl. räntekostnader, medelvärde 2006-2009 i tkr 95 368 Räntabilitet på totalt kapital, medelvärde 2006-2009 9,87 % 5.7.2 Särskilda omständigheter Företaget har under 1990 talet skrivit ned anläggningnas värde till noll (0). Därefter har anläggningarna skrivits upp igen till samma värde som innan nedskrivningen. Efter uppskrivningen görs endast restvärdesavskrivningar vilket innebär att anläggningarna aldrig kommer att skrivas av fullständigt. 45 I Årsrapporten 2009 har anläggningstillgångarna redovisats som ett enda aggregerat värde. För EI:s beräkningar behövdes en uppdelning ske på anskaffningsår, anskaffningsvärde och anläggningskategori. Företaget har därför i ett brev till EI redovisat detta. EI har med stöd av de redovisade uppgifterna kunnat fördela anläggningstillgångarna på de reglermässiga avskrivningstiderna (jfr Tabell 20, kolumn 2 nedan). Företaget har också i ett senare brev inkommit med uppgifter om hur anskaffningsvärdena fördelar sig efter den reglermässiga indelningen av anläggningskomponenter och avskrivningsår (jämför Tabell 20, kolumn 1 nedan). 45 Uppskrivningsfonden, under bundet eget kapital, redovisas för 2009 till 192 911 tkr (221 370 tkr, 2008). 37

5.7.3 Beräkning av Swedegas AB:s intäkter från transmission EI beräknar redovisningsenhetens intäkter enligt metoden till 352 672 tkr utifrån vad som redovisas i Tabell 20. Fördjupat material redovisas i Bilaga 2. Tabell 20 Sammanställning av underlag från Årsrapporterna och kompletteringar från företaget 46 Swedegas AB Transmission värden i tkr Anskaffningsvärden enligt ÅR 2009 fördelade på reglermässiga avskrivningstider Gasnätsföretagens justerade anskaffningsvärden fördelade på reglermässiga avskrivningstider Anskaffningsvärde enligt ÅR 1 705 690 1 705 690 Kapitalbas NUAK 2009 3 868 375 3 864 530 Kapitalkostnad 285 707 283 423 Löpande kostnader 66 965 66 965 Beräknade intäkter med metoden 352 672 350 388 Summerad intäkt enligt ÅR 2009 244 346 244 346 Intäkt i % av beräknade intäkter 69 % 70 % Differens i tkr 108 236 106 042 EI:s granskning visar att intäkten uppgår till 70 procent av den beräknade intäkten enligt metoden (kolumn 2). I Swedegas fall har oklarheter i redovisningen i Årsrapporten medfört att Swedegas AB har fått redovisa kompletterande underlag till EI. För att få klarhet i det redovisade materialet avser EI att inleda en fördjupad granskning. EI avser också i detta arbete undanröja eventuella oklarheter för den framtida redovisningen av Årsrapporter. EI:s analys visar sammanfattningsvis att Swedegas AB transmissions intäkter för år 2009 understiger den beräknade intäkten. EI avser dock genomföra en fördjupad granskning av intäkterna för år 2009 med hänsyn till oklarheterna i det redovisade materialet. 5.8 Swedegas AB, Lagring REN00605 5.8.1 Allmänt om redovisningsenheten Swedegas AB, Lagring av naturgas sker genom ökning av gastrycket i stamnätet s.k. linepack. Någon speciell utrustning behövs inte för detta utan befintliga anläggningstillgångar utnyttjas. Tabell 21 Uppgifter ur den särskilda rapporten, år 2009 Lagrad volym angiven i Nm3 26 000 000 Totalt kapital, medelvärde 2006-2009 i tkr 18 108 Resultat efter finansiella poster exkl. räntekostnader, medelvärde 2006-2009 i tkr -2 580 Räntabilitet på totalt kapital, medelvärde 2006-2009 i tkr -14,25 % 46 EI redovisar inte kolumnen Anskaffningskostnader enligt ÅR 2009 för Swedegas då denna kolumn därmed blir innehållslös pga. av de aggregerade anskaffningsvärdena. 38

5.8.2 Särskilda omständigheter Vid inrapporteringen av lagringsverksamheten till Årsrapporterna har en schablon om två (2) procent använts som fördelningsnyckel. Nettovärdena är inrapporterade i respektive redovisningsenhet. 47 I avsnittet om Swedegas AB, Transmission (kap. 5.7.2) har redogjorts för hur varje kolumn har tagits fram för beräkning av intäkten. 5.8.3 Beräkning av Swedegas AB:s intäkter från lagringsverksamhet EI beräknar redovisningsenhetens intäkter enligt metoden till 10 923 tkr utifrån vad som redovisas i Tabell 22. Fördjupat material redovisas i Bilaga 2. Tabell 22 Sammanställning av underlag från Årsrapporterna och kompletteringar från företaget Swedegas AB Lagring värden i tkr Anskaffningsvärden enligt ÅR 2009 fördelade på reglermässiga avskrivningstider Gasnätsföretagens justerade anskaffningsvärden fördelade på reglermässiga avskrivningstider Anskaffningsvärde 34 810 34 810 Kapitalbas NUAK 2009 78 946 78 868 Kapitalkostnad 5 831 5 784 Löpande kostnader 5 092 5 092 Beräknade intäkter med metoden 10 923 10 876 Summerad intäkt enligt ÅR 2009 4 220 4 220 Intäkt i % av beräknade intäkter 39 % 39 % Differens i tkr 6 703 6 656 Swedegas intäkter för år 2009 motsvarar 39 procent av den beräknade intäkten. I Swedegas AB:s fall har oklarheter i redovisningen i Årsrapporten medfört att Swedegas AB har behövt redovisa kompletterande underlag till EI (se ovan). EI avser genomföra en fördjupad granskning av intäkterna för år 2009. Skälen för detta är desamma som redovisats för Swedegas AB, Transmission. 47 Årsrapport 2009 Naturgas, Swedegas AB Lagring, s. 13. 39

5.9 Varberg Energi AB, Distribution REN00329 5.9.1 Allmänt om redovisningsenheten Varberg Energi AB:s distributionsnät är anslutet till Swedegas AB:s stamnät. Tabell 23 Uppgifter ur den särskilda rapporten, år 2009 Ledningslängd i km 70 Överförd volym angiven i Nm3 5 526 559 Överförd energimängd angiven i MWh 61 398 Antal uttagspunkter 289 Intäkt per km ledning i tkr/km 113,64 Intäkt per överförd energimängd i kr/mwh 130,00 Totalt kapital, medelvärde 2006-2009 15 958 Resultat efter finansiella poster exkl. räntekostnader, medelvärde 2006-2009 i tkr 1 250 Räntabilitet på totalt kapital, medelvärde 2006-2009 7,83 % 5.9.2 Särskilda omständigheter Företaget har redovisat att en nedskrivning har genomförts år 1993 av den del av anläggningstillgångarna som förvärvats från Vattenfall AB. Anläggningarna har inte skrivits upp igen trots att de idag brukas för transport av naturgas. Företaget menar att dessa anläggningar ska medräknas i kapitalbasen. Anläggningarna ska upptas till sina ursprungliga anskaffningsvärden om 15 mkr med anskaffningsår 1992. Varberg Energi AB har som grund för sin begäran redovisat detaljerade uppgifter som styrker de föreslagna ursprungliga anskaffningsvärdena. 5.9.3 Beräkning av Varberg Energi AB:s intäkter från distribution EI beräknar redovisningsenhetens intäkter enligt metoden till 9 830 tkr utifrån vad som redovisas i Tabell 24. Fördjupat material redovisas i bilaga 2. Tabell 24 Sammanställning av underlag från Årsrapporterna och kompletteringar från företaget Varberg Energi AB Distribution värden i tkr Anskaffningsvärden enligt ÅR 2009 Anskaffningsvärden enligt ÅR 2009 fördelade på reglermässiga avskrivningstider Gasnätsföretagens justerade anskaffningsvärden fördelade på reglermässiga avskrivningstider Anskaffningsvärde 33 250 33 250 48 250 Kapitalbas NUAK 2009 59 149 59 149 88 286 Kapitalkostnad 5 364 4 460 6 570 Löpande kostnader 5 370 5 370 5 370 Beräknade intäkter med metoden 10 734 9 830 11 940 Summerad intäkt enligt ÅR 2009 7 955 7 955 7 955 Intäkt i % av beräknade intäkter 74 % 81 % 67 % Differens i tkr 2 799 1 875 3 985 40

Redovisningsenhetens intäkter för år 2009 utgör 81 procent av den beräknade intäkten med metoden (jfr Tabell 24och kolumn 2). Om den förvärvade anläggningstillgången från Vattenfall inkluderas till ett anskaffningsvärde om 15 mkr utgör intäkten 67 procent (jfr tredje kolumnen)av de beräknade intäkterna enligt metoden. Eftersom intäkterna för år 2009, även utan den nedskrivna anläggningen, understiger den beräknade intäkten har EI inte tagit ställning till om anskaffningsvärdet ska inkluderas eller inte vid bedömningen. Med hänsyn till att de verkliga intäkterna för år 2009 understiger den av EI beräknade intäkten och det heller inte framkommit andra skäl avser EI att inte gå vidare med granskningen av Varberg Energi:s gasnätstariffer för år 2009. 5.10 Öresundskraft, Distribution REN00859 5.10.1 Allmänt om redovisningsenheten Öresundskraft AB är anslutet till E.ON Gas Sverige AB:s transmissionsnät. Öresundskrafts AB:s distributionsnät omfattar transport av gas i Helsingborg och Ängelholm. Tabell 25 Uppgifter ur den särskilda rapporten, år 2009 Ledningslängd i km 266 Överförd volym angiven i Nm3 81 222 112 Överförd energimängd angiven i MWh 889 863 Antal uttagspunkter 2 383 Intäkt per km ledning i tkr/km 573,09 Intäkt per överförd energimängd i kr/mwh 41,00 Totalt kapital, medelvärde 2006-2009 i tkr 127 523 Resultat efter finansiella poster exkl. räntekostnader, medelvärde 2006-2009 i tkr 14 134 Räntabilitet på totalt kapital, medelvärde 2006-2009 11,08 % 5.10.2 Särskilda omständigheter Gasnätet i Ängelholm har tidigare förvärvats av Ängelholm Energi AB år 2008 och i Årsrapporten redovisas förvärvet till ett marknadsvärde vid det aktuella anskaffningsåret. Öresundskraft AB har redovisat ursprungliga anskaffningsvärden för respektive anskaffningsår som sedan fördelats enligt de reglermässiga avskrivningstiderna. 48 5.10.3 Beräkning av Öresundskrafts AB:s intäkter från distribution EI beräknar redovisningsenhetens intäkter med metoden till 65 572 tkr utifrån vad som redovisas i Tabell 26. Fördjupat material redovisas i Bilaga 2. 48 Tillsynsmetod för överföring och lagring av naturgas i Sverige Steg 2 (EI R2009:17) kap. 6 s. 49f. 41

Tabell 26 Sammanställning av underlag från Årsrapporterna och kompletteringar från företaget Öresundskraft AB Distribution värden i tkr Anskaffningsvärden enligt ÅR 2009 Anskaffningsvärden enligt ÅR 2009 fördelade på reglermässiga avskrivningstider Gasnätsföretagens justerade anskaffningsvärden fördelade på reglermässiga avskrivningstider Anskaffningsvärde 210 428 210 428 241 617 Kapitalbas NUAK 2009 322 530 322 530 418 842 Kapitalkostnad 26 808 24 291 31 663 Löpande kostnader 41 281 41 281 41 281 Beräknade intäkter med metoden 68 089 65 572 72 944 Summerad intäkt enligt ÅR 2009 64 996 64 996 64 996 Intäkt i % av beräknade intäkter 95% 99% 89% Differens i tkr 3 093 576 7 948 Öresundskraft AB har redovisat justerade anskaffningsvärden till EI efter förvärvet av Ängelholm Energi AB. Om dessa läggs till grund för beräkningen uppgår intäkterna istället till 89 % av den beräknade intäkten (jfr tredje kolumnen). Skillnaderna i anskaffningskostnader i andra och tredje kolumnen är att vid förvärvet av Ängelholm Energi AB, år 2008, så åsattes anläggningstillgångarna ett marknadsvärde. De ursprungliga anskaffningsvärdena som företaget har redovisat (se kolumn 3) uppräknade med index till år 2009 års penningvärde ger ett högre värde på kapitalbasen. Öresundskraft AB har inte inkommit med information som närmare styrker dessa uppgifter. EI:s analys visar dock att Öresundskraft AB:s verkliga intäkter även utan justering av EI:s beräkning av intäkt är lägre än den beräknade intäkten. Med hänsyn till detta och att det inte heller framkommit andra skäl avser EI inte att gå vidare med granskningen av Öresundskraft AB:s gasnätstariffer för år 2009. 5.11 Sammanfattning I detta kapitel har EI granskat samtliga redovisningsenheters intäkter för år 2009 med den metod som EI presenterat i kapitel 4. De redovisningsenheter som har en intäkt som är lägre än den beräknade intäkten och där det heller inte framkommit behov av fördjupad granskning av andra skäl kommer inte att granskas vidare av EI. Övriga redovisningsenheter blir däremot föremål för vidare granskning. E.ON Gas Sverige AB:s redovisningsenhet för transmission och Göteborg Energi Gasnät AB:s redovisningsenhet för distribution har i analysen fått en intäkt som överstiger den beräknade totala intäkten. Dessa redovisningsenheter kommer att bli föremål för fördjupad granskning. Swedegas AB:s redovisningsenheter för transmission och lagring kommer att bli föremål för fördjupad granskning pga. oklarheter i utredningsunderlaget. EI kommer därför att öppna tillsyn mot dessa företag och inleda en fördjupad granskning av intäkterna för år 2009 under år 2011. 42

6 Analys och slutsatser I denna rapport har EI granskat om gasnätsföretagen tillämpar de av tillsynsmyndigheten godkända metoderna i sin tariffsättning. Resultatet av granskningen har varit positiv då EI kan dra slutsatsen att samtliga företag följer de metodgodkännanden som har lämnats. Vidare har EI granskat gasnätsföretagens intäkter för år 2009. När det gäller gasnätstarifferna har EI också kunnat fastställa vilka redovisningsenheter som det finns anledning att analysera vidare. Detta kommer att ske under år 2011. I detta kapitel redovisas några ytterligare reflektioner från EI:s granskningsarbete. 6.1 Användbarheten i tillämpade metoder. EI har för granskningen som redovisas i denna rapport utformat en metod för att beräkna en total intäkt för verksamheten i respektive redovisningsenhet. Två olika underlag har provats för att beräkna kapitalbasen, dels den ekonomiska informationen i redovisningsenheternas Årsrapporter, dels de av vissa redovisningsenheter inlämnade ursprungliga anskaffningsvärdena. I båda fallen har företagen uppgett anläggningstillgångarnas anskaffningsvärden fördelade på EI:s regelmässiga avskrivningstider och anläggningskategorier. Där de ursprungliga anskaffningsvärdena har verifierats på ett godtagbart sätt är EI:s slutsats att dessa sannolikt ger en mer rättvisande bild vid beräkning av nuanskaffningsvärden eftersom anskaffningsvärdena är relaterade till när anläggningarna togs i bruk i praktiken. EI bedömer sammantaget att den metod som använts för att beräkna en total intäkt för naturgasverksamhet hos gasnätsföretagen i allt väsentligt synes ge ett rimligt mått på kapitalbasen och kapitalkostnaderna för år 2009. Den metod som använts för att nuanskaffningsvärdera kapitalbasen har därmed varit ändamålsenlig. EI bedömer också att denna utredning visar att det var ett riktigt beslut att inte gå vidare med en s.k. normvärdeslista för att nuanskaffningsvärdera gasnätets anläggningstillgångar. Ett acceptabelt värde på kapitalkostnaderna har erhållits genom att använda värden från gasnätsföretagens ekonomiska redovisning. 6.2 Överliggande nät När EI har beräknat en s.k. löpande kostnad med den metod som beskrivits i kapitel 4 har EI utgått från företagens verkliga kostnader för överliggande nät. Dessa är relaterade till den mängd energi som överförs till respektive gasnätsföretags nät. Ju mer gas som transporteras i ledningssystemet ju högre kostnader för överliggande nät. I de fall en redovisningsenhet är ansluten till stamledningen via ett annat gasföretag uppkommer en pannkakseffekt då kostnaderna för överliggande nät får en multipliceringsfaktor som inte andra redovisningsenheter har vilka är direkt anslutna till stamledningen. I Figur 3 Schematisk bild som visar gasnätets struktur med under och överliggande nät visas en schematisk bild över de överliggande och underliggande näten i det svenska naturgassystemet. 43

Figur 3 Schematisk bild som visar gasnätets struktur med under- och överliggande nät I det fall det finns tre nivåer blir kostnader för de överliggande näten därför en mycket stor andel av de löpande kostnaderna. Viss avvikelse från detta har noterats för Varberg Energi AB som har låg mängd överföring av gas. I Figur 4 Fördelning av de löpande kostnaderna på påverkbara kostnader och kostnader för överliggande nät redovisas fördelningen mellan påverkbara och opåverkbara löpande kostnader, som uteslutande består av kostnader för överliggande nät. Figur 4 Fördelning av de löpande kostnaderna på påverkbara kostnader och kostnader för överliggande nät 44

I Figur 5 Gasnätsföretagens kostnader för överliggande nät jämfört med överförd energi visas kostnaderna för överliggande nät och mängden överförd energi. Figur 5 Gasnätsföretagens kostnader för överliggande nät jämfört med överförd energi Förekomsten av flera transportled påverkar därmed avgifterna för slutkunderna i gasnätet. EI avser i kommande utredningar se närmare på betydelsen av flera transportled för slutkunderna. 6.3 Anpassning av Årsrapporterna EI har för att kunna använda den metod som beskrivits i kapitel 4 inhämtat vissa kompletterande uppgifter av gasnätsföretagen. EI avser att ta initiativet till att utreda huruvida Årsrapporterna bör kompletteras för att minska den administrativa bördan för gasnätsföretagen och underlätta EI:s uppföljning och prövning av skäligheten i gasnätstarifferna. 6.4 Uppföljningen av metodgodkännande EI:s uppföljning av besluten om metodgodkännande har i denna rapport skett genom samtal med gasnätsföretagen samt granskningen av företagens hemsidor. EI avser följa upp metodgodkännandena fortlöpande. 45

Bilaga 1 Formler för beräkning av gasnätsföretagens intäkter enligt metoden Formler för beräkning av 2009 års intäkter. EI:s beräkning av intäkter för år 2009 utgår ifrån 2009 års penningvärde. Beräkningen av intäkterna sker i fem steg: 1 Beräkning av nuanskaffningsvärde (NUAK) 2 Beräkning av kapitalkostnaderna som real annuitet för år 2009 3 Beräkning av löpande kostnader för år 2009. 4 Beräkning av intäkter för år 2009 5 Redovisningsenheternas beräknade intäkter stäms av mot deras faktiska intäkter Nedan följer en beskrivning av de formler som har använts för att beräkna en intäkt för gasnätsföretagen för år 2009. 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 IndexE84anskaffningsåret = NUAKanskaffningsår Summa NUAK anskaffningsår = NUAK 2009 Anskaffningsvärdet hämtas från Årsrapporterna 2009 samt de kompletteringar som varje redovisningsenhet har gjort gällande fördelningar av anskaffningsvärden på olika anläggningskategorier och anskaffningsår. Motsvarande beräkningar har genomförts om ursprungliga anskaffningsvärden har använts. 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 145 tkr: Formel 2 Exempel på beräkning av NUAK NUAK = 100 tkr2000 *indexe842000/2009 = 100 * 1,45 = 145 tkr 46

Beräkning av kapitalkostnad som real annuitet för år 2009 Formel 3 Beräkning av kapitalkostnaden som real annuitet WACC NUAK * Kapitalkostnad 2009per anläggningskategori avskrivningstiden (1 (WACC 1)) Summa kapitalkostnader = Kapitalkostnad RA2009per anläggningskategori RA2009 Beräkningen av kapitalkostnaden utgår från tre huvudsakliga parametrar RA2009 per anläggningskategori 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 49 för respektive anläggningskategori. 50 Med WACC menas kalkylräntan som beräknas enligt WACC metoden och anges av EI se vidare vad som redovisats under avsnitt kap. 4.3.3. För år 2009 är kalkylräntan 6,7 procent före skatt. Beräkning av löpande kostnad för år 2009 Beräkning av påverkbara löpande kostnad för år 2009 För att erhålla påverkbar löpande kostnader för år 2009 utgår beräkningarna från ett genomsnitt av de påverkbara löpande kostnaderna under fyra år (2006 2009) enligt nedanstående formel Formel 4 Beräkning av de påverkbara löpande kostnaderna PLK PLK PLK 4 PLK 2006/2009 2009 2008 / 2009 PLK 2007 / 2009 2008 / snitt2009 För uppräkning av åren före år 2009 till 2009 års penningvärde har uppräkning skett med KPI för vart och ett av åren. Exempelvis för att räkna upp ett belopp från åren 2006 till 2009 års penningvärde har en uppräkning skett med förändringen i KPI under tre (3) år enligt följande: Formel 5 Exempel på uppräkning från 2006 års penningvärde till 2009 års penningvärde PLK 2006/2009 = PLK 2006 * KPI 2006 2009 Motsvarande beräkningar görs även för åren 2007 2008. 49 Med avskrivningstid menas i detta sammanhang det antal fördelningsår som används varje anläggningskategori. Ex. för kategorin mätare fördelas anskaffningsvärdet på 12 år. 50 Tillsynsmetod för överföring och lagring av naturgas i Sverige steg 2 (EI R2009:17) kap 6 s. 49 tabell 2. 47

Beräkning av opåverkbar löpande kostnad för år 2009 De opåverkbara löpande kostnaderna (OLK) får gasnätsföretagen tillgodogöra sig till fullo vid 2009 års granskning. Beräkning av löpande kostnader för år 2009 Formel 6 Beräkning av de totala löpande kostnaderna för år 2009 PLK snitt2009 OLK 2009 Löpande kostnader Tot2009 De opåverkbara löpande kostnaderna adderas till PLK snitt 2009 för att erhålla Löpande kostnader Tot2009. Beräkning av intäkter för år 2009 Formel 7 Beräkning av intäkt för år 2009 Kapitalkostnader RA2009 Löpande kos tnader Tot2009 Intäkt 2009 Intäkterna för år 2009 är summan av kapitalkostnaderna och de totala löpande kostnaderna. Redovisningsenheternas beräknade intäkter stäms av mot deras faktiska intäkter Avstämning av beräknade intäkter mot faktiska intäkter Formel 8 Beräkning av faktiska intäkter jämfört med beräknade intäkter Faktiska Intäkter Beräknade Intäkter 2009 2009 Intäkt av beräknade intäkter (i %) 2009 EI har sammanställt redovisningsenhetens faktiska intäkter genom att summera Årsrapportens poster (RR7101), anslutningsintäkter (RR7102), engångsintäkter (RR7103) och övriga rörelseintäkter (RR71150). De beräknade intäkterna stäms därefter av mot de faktiska intäkterna. Skillnaden mellan de beräknade intäkterna och de faktiska intäkterna anges som intäkt av beräknad intäkt i procent. Om relationen är mer än 100 procent har gasnätsföretaget högre intäkter än den beräknade intäkten. 48

Bilaga 2 Beräkningsunderlag i tabellform för beräkning av gasnätsföretagens intäkter enligt metoden 51 49 51 Utgångspunkten är av gasnätsföretagen justerade anskaffningskostnader med reglermässiga avskrivningstider. (kolumn 2 i tabell 7)

1.1 E.ON Gas Sverige AB, Transmission REN00599 1.1.1 Underlag för beräkning av kapitalkostnad i tkr Avskrivningstid/ Anskaffningsår 0 3 5 12 20 40 S:a anskaffningsvärde Index E84 S:a nuvärde 50-1985 1 986 15 368 189 149 206 503 100,0 595 477 1986 124 1 050 66 819 67 993 104,8 187 039 1987 75 2 465 14 478 17 018 108,9 45 057 1988 171 648 25 083 25 902 120,3 62 107 1989 256 1 516 6 603 8 375 133,0 18 155 1990 10 61 1 191 1 262 142,4 2 555 1991 2 069 143 286 145 355 148,7 281 821 1992 117 7 678 7 795 153,5 14 642 1993 9 129 13 502 9 644 157,8 17 621 1994 4 572 4 572 162,3 8 123 1995 197 577 774 181,2 1 232 1996 14 507 521 190,6 788 1997 386 9 283 9 669 190,8 14 614 1998 70 172 1 081 1 323 200,2 1 906 1999 178 375 1 141 1 694 197,3 2 476 2000 17 27 3 47 212,6 64 2001 887 171 1 498 2 556 221,4 3 330 2002 64 911 6 326 256 337 263 638 236,1 322 042 2003 49 167 293 4 001 14 809 68 270 240,6 81 835 2004 33 289 712 5 509 5 746 45 256 233,9 55 801 2005 46 730 169 3 576 10 300 60 775 252,0 69 533 2006 208 1 106 3 584 4 168 9 066 250,6 10 433 2007 3 147 177 1 709 5 033 270,8 5 360 2008 4 922 734 14 740 192 20 588 290,4 20 445 2009 105 4 691 14 659 19 455 288,4 19 455 Summa 140 516 0 12 118 2 017 68 771 779 662 1 003 084 1 841 908

1.1.2 Underlag för beräkning av löpande kostnader i tkr Kod Påverkbara kostnader 2009 2008 2007 2006 RR73111 Råvaror och förnödenheter 0 0 0 0 RR73120 Råvaror och förnödenheter 135 264 116 631 116 526 147 417 RR73130 Övriga externa kostnader 19 228 16 616 17 263 21 181 RR73140 Personalkostnader 20 397 14 473 13 769 17 173 RR73170 Jämförelsestörande poster 0 0 0 0 RR73180 Övriga rörelsekostnader 0 0 0 0 Delsumma 174 889 147 720 147 558 185 771 RR71120 Avgår Förändring av varulager 0 0 0 0 RR71130 Avgår Förändring av pågående arbete för annans räkning 0 0 0 0 RR71140 Avgår Aktiverat arbete för egen räkning 491 460 1 085 1 516 51 Delsumma 174 398 147 260 146 473 184 255 NTN501 Avgår Kostnader för överliggande nät 135 264 116 631 116 526 147 417 Avgår Myndighetsavgifter Summa påverkbara kostnader 39 134 30 629 29 947 36 838 S:a löp kost inflationsjusterat till 2009 nivå 39 134 30 540 30 886 38 835 Genomsnittliga påverkbara kostnader 34 849 Opåverkbara kostnader NTN501 Kostnader för överliggande nät 135 264 116 631 116 526 147 417 Myndighetsavgifter Summa opåverkbara kostnader 135 264 116 631 116 526 147 417 Andel kostnad för överliggande nät jfr totalt löpande kostnader 80 % Genomsnittlig löpande kostnad/år under 4 år 170 113

1.1.3 Utfall enligt EI:s metod år 2009 Avskrivningstid Värden i tkr 0 3 5 12 20 40 S:a eller % WACC 6,70 % NUAK 2009-20 393 2 190 113 581 1 536 002 1 672 167 Kapitalkostnad - 4 934 271 10 473 111 222 126 900 Löpande kostnader 170 113 S:a beräknad intäkt 297 013 S:a intäkter enl. ÅR 2009 308 986 Differens -11 973 Del av beräknad intäkt i % 104,03 % 52

1.2 E.ON Gas Sverige AB, Distribution REN00598 1.2.1 Underlag för beräkning av kapitalkostnad i tkr Avskrivningstid/Anskaffningsår 0 3 5 12 20 40 S:a anskaffningsvärde Index E84 S:a nuvärde 53-1985 - - - - - 14 934 14 934 100,0 43 268 1986 - - - - - 327 864 327 864 102,9 922 735 1987 1 532 1 532 107,6 4 123 1988 2 027 839 12 788 163 235 178 889 115,4 449 244 1989 1 315 89 192 90 507 127,8 205 218 1990 12 573 1 840 97 106 111 519 137,7 234 593 1991 205 1 188 37 256 38 649 145,4 76 988 1992 1 518 31 010 32 528 149,2 63 185 1993 288 651 24 419 25 358 152,9 48 066 1994 636 12 987 13 623 157,0 25 134 1995 382 10 914 11 296 168,2 19 462 1996 31 71 12 425 12 527 178,8 20 303 1997 199 2 193 8 152 10 544 175,2 17 437 1998 622 365 59 14 220 15 266 179,7 24 618 1999 431 420 388 23 189 24 428 182,7 38 733 2000 738 496 3 042 54 13 957 18 287 200,0 26 496 2001 644 59 4 172 5 073 51 179 61 127 207,1 85 517 2002 18 1 265 315 22 279-353 680 377 557 213,2 513 085 2003 990 5 221 2 284 50 168 58 663 218,4 77 812 2004 239 331 7 831 65 537 73 938 239,0 89 645 2005 64 86 4 400 28 908 33 458 256,5 37 792 2006 119 904 2 566 42 202 45 791 279,4 47 481 2007 1 705 3 734 13 919 82 144 101 502 277,8 105 845 2008 26 336 127 73 8 874 6 752 42 162 283,7 43 057 2009 7 461 76 11 914 65 340 84 791 289,7 84 791 Summa 35 842 5 757 27 601 59 570 49 668 1 628 302 1 806 740 3 304 629

1.2.2 Underlag för beräkning av löpande kostnader Kod Påverkbara kostnader 2009 2008 2007 2006 54 RR73111 Råvaror och förnödenheter 0 0 0 0 RR73120 Råvaror och förnödenheter 264 711 176 040 178 012 191 272 RR73130 Övriga externa kostnader 46 707 49 600 39 069 43 919 RR73140 Personalkostnader 43 183 37 966 34 888 37 817 RR73170 Jämförelsestörande poster 0 0 0 0 RR73180 Övriga rörelsekostnader 0 814 0 0 Delsumma 354 601 264 420 251 969 273 008 RR71120 Avgår Förändring av varulager 0 0 0 0 RR71130 Avgår Förändring av pågående arbete för annans räkning 0 0 0 0 RR71140 Avgår Aktiverat arbete för egen räkning 1 848 2 295 3 165 3 634 Delsumma 352 753 262 125 248 804 269 374 NTN501 Avgår Kostnader för överliggande nät 264 710 176 038 178 012 191 272 Avgår Myndighetsavgifter Summa påverkbara kostnader 88 043 86 087 70 792 78 102 S:a löp kost inflationsjusterat till 2009 nivå 88 043 85 836 73 011 82 337 Genomsnittlig påverkbara kostnader 82 307 Opåverkbara kostnader NTN501 Kostnader för överliggande nät 264 710 176 038 178 012 191 272 Myndighetsavgifter Summa opåverkbara kostnader 264 710 176 038 178 012 191 272 Andel kostnad för överliggande nät jfr totalt löpande kostnader 75 % Genomsnittlig löpande kostnad/år under 4 år 347 017

1.2.3 Utfall enligt EI:s metod år 2009 Avskrivningstid Värden i tkr 0 3 5 12 20 40 S:a eller % WACC 6,70 % NUAK 2009 39 471 8 229 48 545 74 247 77 981 3 056 156 3 304 629 Kapitalkostnad 3 119 11 745 9 199 7 190 221 297 252 550 Löpande kostnader 264 420 347 017 S:a beräknad intäkt 599 566 S:a intäkter enl. ÅR 2009 446 589 Differens 152 977 Del av beräknad intäkt i % 74 % 55

1.3 E.ON Gas Sverige AB, Lagring REN00868 1.3.1 Underlag för beräkning av kapitalkostnad i tkr Avskrivningstid/Anskaffningsår 3 10 20 25 40 S:a anskaffningsvärde Index E84 S:a nuvärde 56-1985 - 100,0-1986 - 104,8-1987 - 108,9-1988 - 120,3-1989 - 133,0-1990 - 142,4-1991 - 148,7-1992 - 153,5-1993 - 157,8-1994 - 162,3-1995 - 181,2-1996 - 190,6-1997 - 190,8-1998 - 200,2-1999 - 197,3-2000 4516 4032 7219 2520 18 287 212,6 24 802 2001 3144 21498 1579 17069 43 290 221,4 56 394 2002 35482 35 482 236,1 43 342 2003 14303 14 303 240,6 17 145 2004 12343 12 343 233,9 15 219 2005 6245 6 245 252,0 7 145 2006 4359 4 359 250,6 5 016 2007 5822 5 822 270,8 6 200 2008 156 156 290,4 155 2009-288,4 - Summa 3 144 26 014 4 032 8 798 98 299 140 287 175 419

1.3.2 Underlag för beräkning av löpande kostnader Kod Påverkbara kostnader 2009 2008 2007 2006 57 RR73111 Råvaror och förnödenheter RR73120 Råvaror och förnödenheter 2 026 RR73130 Övriga externa kostnader 2 605 RR73140 Personalkostnader 832 RR73170 Jämförelsestörande poster RR73180 Övriga rörelsekostnader - Delsumma 5 463 0 0 0 RR71120 Avgår Förändring av varulager - RR71130 Avgår Förändring av pågående arbete för annans räkning RR71140 Avgår Aktiverat arbete för egen räkning - Delsumma 5 463 0 0 0 NTN501 Avgår Kostnader för överliggande nät 2 026 Avgår Myndighetsavgifter Summa påverkbara kostnader 3 437 0 0 0 S:a löp kost inflationsjusterat till 2009 nivå 3 437 - - - Genomsnittlig påverkbara kostnader 859 Opåverkbara kostnader NTN501 Kostnader för överliggande nät 2 026 0 0 0 Myndighetsavgifter Summa opåverkbara kostnader 2 026 0 0 0 Andel kostnad för överliggande nät jfr totalt löpande kostnader 70% Genomsnittlig löpande kostnad/år under 4 år 2 885

1.3.3 Utfall enligt EI:s metod år 2009 Avskrivningstid Värden i tkr 0 3 10 20 25 40 S:a eller % WACC 6,7 % NUAK 2009-4 096 34 131 5 468 11 848 119 876 175 419 Kapitalkostnad 1 552 4 792 504 989 8 680 16 518 Löpande kostnader 264 420 5 463 S:a beräknad intäkt 2009 21 981 S:a intäkter enl. ÅR 2009 15 777 Differens 6 204 Del av beräknad intäkt i % 72 % 58

1.4 Lunds Energi 1.4.1 Underlag för beräkning av kapitalkostnad i tkr Avskrivningstid/Anskaffningsår 0 5 12 20 25 40 S:a anskaffningsvärde Index E84 S:a nuvärde 59-1985 - - 178 - - 29 933 30 111 100,0 87 241 1986 - - 627 - - 6 012 6 639 102,9 18 685 1987 - - 335 - - 2 901 3 236 107,6 8 710 1988 - - 395 - - 5 058 5 453 115,4 13 694 1989 - - 511 - - 3 584 4 095 127,8 9 285 1990 - - 213 - - 4 776 4 989 137,7 10 495 1991 - - 448 - - 8 757 9 205 145,4 18 336 1992 - - 368 - - 6 487 6 855 149,2 13 316 1993 - - 407 - - 1 762 2 169 152,9 4 111 1994-65 672 - - 2 445 3 182 157,0 5 871 1995 65-678 - - 4 555 5 298 168,2 9 128 1996-1 484 - - 2 423 2 908 178,8 4 713 1997-1 760 - - 1 554 2 315 175,2 3 828 1998-30 378 - - 1 270 1 678 179,7 2 706 1999-28 402 - - 1 202 1 632 182,7 2 588 2000-6 265 - - 806 1 077 200,0 1 560 2001-46 361 - - 1 987 2 394 207,1 3 349 2002-690 961 - - 2 447 4 098 213,2 5 569 2003-126 800 - - 2 054 2 980 218,4 3 953 2004 174 18 1 647 - - 5 559 7 398 239,0 8 970 2005 2 419 2 964 - - 2 606 5 991 256,5 6 767 2006-828 556 - - 2 975 4 359 279,4 4 520 2007 - - 657 - - 2 126 2 783 277,8 2 902 2008 - - 86 - - 458 544 283,7 556 2009-27 192 - - 2 569 2 788 289,7 2 788 Summa 2 658 1 868 13 345 0 0 106 306 124 177 253 640

1.4.2 Underlag för beräkning av löpande kostnader Kod Påverkbara kostnader 2009 2008 2007 2006 60 RR73111 Råvaror och förnödenheter 18 879 19 187 23 907 RR73120 Råvaror och förnödenheter 18 056 11 348 387 RR73130 Övriga externa kostnader 8 570 9 982 12 103 8 671 RR73140 Personalkostnader 2 070 2 406 2 188 0 RR73170 Jämförelsestörande poster 0 0 0 RR73180 Övriga rörelsekostnader 0 0 0 0 Delsumma 28 696 31 278 33 826 32 965 RR71120 Avgår Förändring av varulager 0 0 0 0 RR71130 Avgår Förändring av pågående arbete för annans räkning 0 0 0 RR71140 Avgår Aktiverat arbete för egen räkning 0 0 0 0 Delsumma 28 696 31 278 33 826 32 965 NTN501 Avgår Kostnader för överliggande nät 18 020 18 014 19 187 23 100 Avgår Myndighetsavgifter Summa påverkbara kostnader 10 676 13 264 14 639 9 865 S:a löp kost inflationsjusterat till 2009 nivå 10 676 13 225 15 098 10 400 Genomsnittlig påverkbara kostnader 12 350 Opåverkbara kostnader NTN501 Kostnader för överliggande nät 18 020 18 014 19 187 23 100 Myndighetsavgifter Summa opåverkbara kostnader 18 020 18 014 19 187 23 100 Andel kostnad för överliggande nät jfr totala löpande kostnader 59 % Genomsnittlig löpande kostnad/år under 4 år 30 370

1.4.3 Utfall enligt EI:s metod år 2009 Avskrivningstid Värden i tkr 0 5 12 20 25 40 S:a eller % WACC 6,7 % NUAK 2009 3 055 2 303 21 739 - - 226 543 253 640 Kapitalkostnader 557 2 693 - - 16 404 19 655 Löpande kostnader 30 370 S:a beräknad intäkt 2009 50 024 S:a intäkter enl. ÅR 2009 41 983 Differens 8 041 Del av beräknad intäkt i % 84 % 61

1.5 Göteborg Energi Gasnät AB, Distribution REN00606 1.5.1 Underlag för beräkning av kapitalkostnad i tkr Avskrivningstid/Anskaffningsår 0 5 12 20 25 40 S:a anskaffningsvärde Index E84 S:a nuvärde 62-1985 - 100,0-1986 - 102,9-1987 - 107,6-1988 - 115,4-1989 - 127,8-1990 - 137,7-1991 - 145,4-1992 - 149,2-1993 - 152,9-1994 - 157,0-1995 - 168,2-1996 - 178,8-1997 - 175,2-1998 - 179,7-1999 - 182,7-2000 - 200,0-2001 - 207,1-2002 - 213,2-2003 - 218,4-2004 - 239,0-2005 3 583 12 138 587-192 108 208 416 256,5 235 416 2006-2 916 988-40 911 44 815 279,4 46 469 2007-808 389-712 1 909 277,8 1 990 2008-1 779 125-22 485 24 388 283,7 24 906 2009-3 450 67-7 365 10 882 289,7 10 882 Summa 0 3 583 21 090 2 156 0 263 582 290 411 319 664

1.5.2 Underlag för beräkning av löpande kostnader Påverkbara kostnader 2009 2008 2007 2006 63 Råvaror och förnödenheter 0 80 559 83 081 59 783 Råvaror och förnödenheter 88 066 0 0 0 Övriga externa kostnader 24 367 20 709 19 383 16 553 Personalkostnader 0 0 0 0 Jämförelsestörande poster 0 0 0 Övriga rörelsekostnader 0 0 0 16 710 Delsumma 112 433 101 268 102 464 93 046 Avgår Förändring av varulager 0 0 0 0 Avgår Förändring av pågående arbete för annans räkning 0 0 0 Avgår Aktiverat arbete för egen räkning 0 0 0 0 Delsumma 112 433 101 268 102 464 93 046 Avgår Kostnader för överliggande nät 88 066 80 559 83 081 59 783 Avgår Myndighetsavgifter Summa påverkbara kostnader 24 367 20 709 19 383 33 263 S:a löp kost inflationsjusterat till 2009 nivå 24 367 20 649 19 991 35 067 Genomsnittliga påverkbara kostnader 25 018 Opåverkbara kostnader Kostnader för överliggande nät 88 066 80 559 83 081 59 783 Myndighetsavgifter Summa opåverkbara kostnader 88 066 80 559 83 081 59 783 Andel kostnader för överliggande nät 78 % Genomsnittlig löpande kostnad/år under 4 år 113 084

1.5.3 Utfall enligt EI:s metod år 2009 Avskrivningstid Värden i tkr 0 5 12 20 25 40 S:a eller % WACC 6,7 % NUAK 2009 4 047 22 843 2 288 290 487 319 664 Kapitalkostnader 979 2 830 211 21 034 25 054 Löpande kostnader 113 084 S:a beräknad intäkt 2009 138 139 S:a intäkter enl. ÅR 2009 146 711 Differens 8 572 Del av beräknad intäkt i % 106,21 % 64

1.6 Swedegas AB, Transmission REN00604 1.6.1 Underlag för beräkning av kapitalkostnad i tkr Avskrivningstid/ Anskaffningsår 3 5 10 12 20 25 40 S:a anskaffningsvärde Index E84 S:a nuvärde 65-1985 0 0 0 0 0 0 687 307 687 307 100,0 1 981 933 1986 0 0 0 0 0 0-15 089-15 089 104,8-41 508 1987 0 0 0 0 0 0 341 481 341 481 108,9 904 107 1988 0 0 0 0 10 976 0 83 974 94 950 120,3 227 667 1989 0 0 0 0 3 305 0 96 449 99 754 133,0 216 245 1990 0 0 0 0 0 0 23 267 23 267 142,4 47 112 1991 0 0 0 0 0 0-117 208-117 208 148,7-227 249 1992 0 0 0 0 0 0 59 503 59 503 153,5 111 766 1993 0 0 0 0 4 762 0 0 4 762 157,8 8 701 1994 0 0 0 0 264 0 0 264 162,3 469 1995 0 0 0 0 0 0 0-181,2-1996 0 0 0 0 0 0 34 34 190,6 51 1997 0 0 0 0 2 176 0 559 2 736 190,8 4 135 1998 0 0 0 0 92 0 557 649 200,2 935 1999 0 0 1 876 0 163 0 0 2 039 197,3 2 980 2000 0 0 1 011 0 587 0 0 1 599 212,6 2 168 2001 0 101 0 1 948 2 309 0 985 5 342 221,4 6 959 2002 0 59 0 523 5 662 0 653 6 898 236,1 8 426 2003 1 305 209 0 123 54 0 0 1 691 240,6 2 027 2004 259 161 0 4 625 10 461 0 379 390 394 896 233,9 486 910 2005 14 11 0 6 478 0 0 3 878 10 380 252,0 11 876 2006 66 360 0 5 561 18 105 0 52 869 76 962 250,6 88 562 2007 1 985 2 148 0 1 368 0 0 4 886 10 388 270,8 11 063 2008 588 125 0 1 352 0 0 5 188 7 254 290,4 7 203 2009 0 354 0 512 4 447 0 521 5 834 288,4 5 834 Summa 4 217 3 527 2 887 22 490 63 365 0 1 609 204 1 705 690 3 868 375

1.6.2 Underlag för beräkning av löpande kostnader Kod Påverkbara kostnader 2009 2008 2007 2006 66 RR73111 Råvaror och förnödenheter 0 0 0 0 RR73120 Råvaror och förnödenheter 725 0 0 0 RR73130 Övriga externa kostnader 44 740 57 810 26 794 55 302 RR73140 Personalkostnader 22 887 22 200 23 040 23 043 RR73170 Jämförelsestörande poster 0 0 0 0 RR73180 Övriga rörelsekostnader 211 2 148 6 619 3 820 Delsumma 68 563 82 158 56 453 82 165 RR71120 Avgår Förändring av varulager 0 533 578 493 RR71130 Avgår Förändring av pågående arbete för annans räkning 0 0 0 0 RR71140 Avgår Aktiverat arbete för egen räkning 340 1 123 2 832 20 332 Delsumma 68 223 80 502 53 043 61 340 NTN501 Avgår Kostnader för överliggande nät 0 0 0 0 Avgår Myndighetsavgifter Summa påverkbara kostnader 68 223 80 502 53 043 61 340 S:a löp kost inflationsjusterat till 2009 nivå 68 223 80 267 54 706 64 666 Genomsnittliga påverkbara kostnader 66 965 Opåverkbara kostnader NTN501 Kostnader för överliggande nät 0 0 0 0 Myndighetsavgifter Summa opåverkbara kostnader 0 0 0 0 Andel kostnad för överliggande nät jfr totala löpande kostnader 0 % Genomsnittlig löpande kostnad/år under 4 år 66 965

1.6.3 Utfall enligt EI:s metod år 2009 Avskrivningstid Värden i tkr 3 5 10 12 20 25 40 S:a eller % WACC 6,7 % NUAK 2009 4 674 3 845 4 113 26 148 95 279-3 734 316 3 868 375 Kapitalkostnad 1 771 930 578 3 240 8 785-270 403 285 707 Löpande kostnader 66 965 S:a beräknad intäkt 2009 352 672 S:a intäkter enl. ÅR 2009 244 346 Differens 108 326 Del av beräknad intäkt i % 69 % 67

1.7 Swedegas AB, Lagring REN00605 1.7.1 Underlag för beräkning av kapitalkostnad i tkr Avskrivningstid/ Anskaffningsår 3 5 10 12 20 25 40 S:a anskaffnings värde Index E84 S:a nuvärde 68-1985 0 0 0 0 0 0 14 027 14 027 100,0 40 448 1986 0 0 0 0 0 0-308 - 308 104,8-847 1987 0 0 0 0 0 0 6 969 6 969 108,9 18 451 1988 0 0 0 0 224 0 1 714 1 938 120,3 4 646 1989 0 0 0 0 67 0 1 968 2 036 133,0 4 413 1990 0 0 0 0 0 0 475 475 142,4 961 1991 0 0 0 0 0 0-2 392-2 392 148,7-4 638 1992 0 0 0 0 0 0 1 214 1 214 153,5 2 281 1993 0 0 0 0 97 0 0 97 157,8 178 1994 0 0 0 0 5 0 0 5 162,3 10 1995 0 0 0 0 0 0 0-181,2-1996 0 0 0 0 0 0 1 1 190,6 1 1997 0 0 0 0 44 0 11 56 190,8 84 1998 0 0 0 0 2 0 11 13 200,2 19 1999 0 0 38 0 3 0 0 42 197,3 61 2000 0 0 21 0 12 0 0 33 212,6 44 2001 0 2 0 40 47 0 20 109 221,4 142 2002 0 1 0 11 116 0 13 141 236,1 172 2003 27 4 0 3 1 0 0 35 240,6 41 2004 5 3 0 94 213 0 7 743 8 059 233,9 9 937 2005 0 0 0 132 0 0 79 212 252,0 242 2006 1 7 0 113 369 0 1 079 1 571 250,6 1 807 2007 41 44 0 28 0 0 100 212 270,8 226 2008 12 3 0 28 0 0 106 148 290,4 147 2009 0 7 0 10 91 0 11 119 288,4 119 Summa 86 72 59 459 1 293 32 841 34 810 78 946

1.7.2 Underlag för beräkning av löpande kostnader Kod Påverkbara kostnader 2009 2008 2007 2006 69 RR73111 Råvaror och förnödenheter 0 0 0 RR73120 Råvaror och förnödenheter 15 0 0 0 RR73130 Övriga externa kostnader 5 124 4 524 4 247 4 740 RR73140 Personalkostnader 467 453 470 470 RR73170 Jämförelsestörande poster 0 0 0 RR73180 Övriga rörelsekostnader 4 0 0 0 Delsumma 5 610 4 977 4 717 5 210 RR71120 Avgår Förändring av varulager 0 11 12 10 RR71130 Avgår Förändring av pågående arbete för annans räkning 0 0 0 RR71140 Avgår Aktiverat arbete för egen räkning 7 23 58 415 Delsumma 5 603 4 943 4 647 4 785 NTN501 Avgår Kostnader för överliggande nät 0 0 0 0 Avgår Myndighetsavgifter Summa påverkbara kostnader 5 603 4 943 4 647 4 785 S:a löp kost inflationsjusterat till 2009 nivå 5 603 4 929 4 793 5 044 Genomsnittliga påverkbara kostnader 5 092 Opåverkbara kostnader NTN501 Kostnader för överliggande nät 0 0 0 0 Myndighetsavgifter Summa opåverkbara kostnader 0 0 0 0 Andel kostnad för överliggande nät jfr totala löpande kostnader 0 % Genomsnittlig löpande kostnad/år under 4 år 5 092

1.7.3 Utfall enligt EI:s metod år 2009 Avskrivningstid Värden i tkr 3 5 10 12 20 25 40 S:a eller % WACC 6,7 % NUAK 2009 95 78 84 534 1 944-76 211 78 946 Kapitalkostnader 36 19 12 66 179-5 518 5 831 Löpande kostnader 5 092 S:a beräknad intäkt 2009 10 923 S:a intäkter enl. ÅR 2009 4 220 Differens 6 703 Del av beräknad intäkt i % 39 % 70

1.8 Varberg Energi AB, Distribution REN00329 1.8.1 Underlag för beräkning av kapitalkostnad i tkr Avskrivningstid/ Anskaffningsår 0 5 12 20 25 40 S:a anskaffningsvärde Index E84 S:a nuvärde 71-1985 - 100,0-1986 - 102,9-1987 - 107,6-1988 434 434 115,4 1 090 1989 244 811 1 055 127,8 2 392 1990 24 725 749 137,7 1 576 1991 4 087 4 087 145,4 8 141 1992 12 751 12 751 149,2 24 769 1993 26 1 186 1 212 152,9 2 297 1994 742 742 157,0 1 369 1995 69 776 845 168,2 1 456 1996 106 1 132 1 238 178,8 2 006 1997 578 578 175,2 956 1998 76 44 865 985 179,7 1 588 1999 84 1 172 1 256 182,7 1 992 2000 42 111 2 247 2 400 200,0 3 477 2001 460 72 1 342 1 874 207,1 2 622 2002 60 140 200 213,2 272 2003 80 48 128 218,4 170 2004 57 537 594 239,0 720 2005 226 1 641 868 256,5 980 2006 46 276 322 279,4 334 2007 46 117 163 277,8 170 2008 49 90 139 283,7 142 2009 13 617 630 289,7 630 Summa 0 272 1 169 929 0 30 880 33 250 59 149

1.8.2 Underlag för beräkning av löpande kostnader Kod Påverkbara kostnader 2009 2008 2007 2006 72 RR73111 Råvaror och förnödenheter 1 655 1 942 2 664 RR73120 Råvaror och förnödenheter 2 072 0 0 0 RR73130 Övriga externa kostnader 2 480 2 268 1 992 2 047 RR73140 Personalkostnader 1 078 1 284 1 127 838 RR73170 Jämförelsestörande poster 0 0 0 RR73180 Övriga rörelsekostnader 0 0 0 0 Delsumma 5 630 5 207 5 061 5 549 RR71120 Avgår Förändring av varulager 0 0 0 0 RR71130 Avgår Förändring av pågående arbete för annans räkning 0 0 0 RR71140 Avgår Aktiverat arbete för egen räkning 51 14 26 71 Delsumma 5 579 5 193 5 035 5 478 NTN501 Avgår Kostnader för överliggande nät 2 072 1 655 1 942 2 664 Avgår Myndighetsavgifter Summa påverkbara kostnader 3 507 3 538 3 093 2 814 S:a löp kost inflationsjusterat till 2009 nivå 3 507 3 528 3 190 2 967 Genomsnittliga påverkbara kostnader 3 298 Opåverkbara kostnader NTN501 Kostnader för överliggande nät 2 072 1 655 1 942 2 664 Myndighetsavgifter Summa opåverkbara kostnader 2 072 1 655 1 942 2 664 Andel kostnad för överliggande nät jfr totala löpande kostnader 39 % Genomsnittlig löpande kostnad/år under 4 år 5 370

1.8.3 Utfall enligt EI:s metod år 2009 Avskrivningstid Värden i tkr 0 5 12 20 25 40 S:a eller % WACC 6,7 % NUAK 2009-303 1 669 2 026-55 151 59 149 Kapitalkostnad 73 207 187-3 993 4 460 Löpande kostnader - 5 370 S:a beräknad intäkt 2009 9 830 S:a intäkter enl. ÅR 2009 7 955 Differens 1 875 Del av beräknad intäkt i % 81 % 73

1.9 Öresundskraft, Distribution REN00859 1.9.1 Underlag för beräkning av kapitalkostnad i tkr Avskrivningstid/ Anskaffningsår 0 5 12 20 25 40 S:a anskaffnings värde Index E84 S:a nuvärde 74-1985 - - - - - - - 100,0-1986 - - - - - - - 102,9-1987 - - - - - - - 107,6-1988 - - - - - - - 115,4-1989 - - - - - - - 127,8-1990 - - - - - - - 137,7-1991 - - - - - 3 097 3 097 145,4 6 169 1992 45-380 144 40 149 40 718 149,2 79 094 1993 1 143 248 - - 4 255 4 646 152,9 8 806 1994-37 133 - - 3 619 3 789 157,0 6 991 1995-27 271 - - 4 195 4 492 168,2 7 739 1996-50 327 - - 5 963 6 340 178,8 10 275 1997-81 1 147 3 000-45 206 49 435 175,2 81 753 1998-70 387 - - 17 503 17 960 179,7 28 962 1999 - - - - - - - 182,7-2000 - - 273 - - 5 183 5 456 200,0 7 905 2001 - - 281 - - 6 414 6 695 207,1 9 366 2002 - - 906 - - 3 736 4 642 213,2 6 308 2003-18 310 - - 4 600 4 928 218,4 6 537 2004 - - 1 251 - - 6 338 7 589 239,0 9 201 2005-78 677 - - 11 433 12 188 256,5 13 767 2006-766 206 - - 11 700 12 672 279,4 13 140 2007-20 351 - - 9 672 10 043 277,8 10 473 2008-40 322 - - 14 011 14 373 283,7 14 678 2009 - - 231 - - 1 134 1 365 289,7 1 365 Summa 46 1 329 7 700 3 000 144 198 208 210 428 322 530

1.9.2 Underlag för beräkning av löpande kostnader Kod Påverkbara kostnader 2009 2008 2007 2006 75 RR73111 Råvaror och förnödenheter 0 RR73120 Råvaror och förnödenheter 0 0 674 1 520 RR73130 Övriga externa kostnader 38 105 30 341 35 358 43 738 RR73140 Personalkostnader 4 663 3 885 4 134 4 422 RR73170 Jämförelsestörande poster 0 0 RR73180 Övriga rörelsekostnader 0 0 0 Delsumma 42 768 34 226 40 166 49 680 RR71120 Avgår Förändring av varulager 0 0 0 0 RR71130 Avgår Förändring av pågående arbete för annans räkning 0 0 0 0 RR71140 Avgår Aktiverat arbete för egen räkning 367 1 314 1 076 889 Delsumma 42 401 32 912 39 090 48 791 NTN501 Avgår Kostnader för överliggande nät 27 628 22 289 25 407 34 435 Avgår Myndighetsavgifter Summa påverkbara kostnader 14 773 10 623 13 683 14 356 S:a löp kost inflationsjusterat till 2009 nivå 14 773 10 592 14 112 15 134 Genomsnittlig påverkbara kostnader 13 653 Opåverkbara kostnader NTN501 Kostnader för överliggande nät 27 628 22 289 25 407 34 435 Myndighetsavgifter Summa opåverkbara kostnader 27 628 22 289 25 407 34 435 Andel kostnad för överliggande nät jfr total löpande kostnad 67 % Genomsnittlig löpande kostnad/år under 4 år 41 281

1.9.3 Utfall enligt EI:s metod år 2009 Avskrivningstid Värden i tkr 0 5 12 20 25 40 S:a eller % WACC 6,7 % NUAK 2009 90 1 681 10 821 4 961 280 304 697 322 530 Kapitalkostnad 407 1 341 457 23 22 063 24 291 Löpande kostnader 41 281 S:a beräknad intäkt 2009 65 572 S:a intäkter enl. ÅR 2009 64 996 Differens 576 Del av beräknad intäkt i % 99 % 76

Bilaga 3 Tabell SCB Sammanvägt gasindex E-84 Tabell 27 Indexsammanställning för transmission och distribution av naturgas 77 Justeringar har gjorts av ovanstående indexsammanställning i jämförelse med vad som redovisats i tidigare rapport 52. 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. 52 Tillsynsmetod för överföring och lagring av naturgas i Sverige Steg 2 (EI R2009:17)bilaga 2 Metodrapport för index avseende naturgasföretag åt Energimarknadssektionen oktober 2009