Ei R2013:08. Bedömning av gasnätsföretagens tariffintäkter år 2011

Ei R2013:08 Bedömning av gasnätsföretagens tariffintäkter år 2011

Energimarknadsinspektionen Box 155, 631 03 Eskilstuna Energimarknadsinspektionen R2013:08 Författare: Anders Falk Copyright: Energimarknadsinspektionen Rapporten är tillgänglig på www.ei.se Tryckt av Elanders Sverige AB 2013 Omslagsbild: Det svenska naturgasnätet/energimarknadsinspektionen

Förord Energimarknadsinspektionen (Ei) är tillsynsmyndighet över marknaderna för el, naturgas och fjärrvärme. Detta innebär bland annat att Ei granskar skäligheten i gasnätsföretagens tariffer för överföring samt lagring av naturgas i efterhand. I denna rapport granskas 2011 års tariffer genom att gasnätsföretagens redovisade intäkter har jämförts med en av Ei bedömd godkänd intäkt. Granskningen har inte lett till att ytterligare tillsynsinsatser har initierats. Eskilstuna, maj 2013 Anne Vadasz Nilsson Generaldirektör Anders Falk Projektledare

Sammanfattning Ei är tillsynsmyndighet enligt naturgaslagen(2005:403) och ska säkerställa att gasnätskunderna får betala skäliga avgifter för överföringen av gas i naturgassystemet. EI har utarbetat en granskningsmetod för att granska gasnätsföretagens intäkter. EI:s granskning har omfattat samtliga sex gasnätsföretags nio redovisningsenheter. Av dessa nio redovisningsenheter är två transmissionsverksamheter, fem distributionsverksamheter och två lagringsverksamheter. Granskningen innebär att EI jämför genomsnittet av respektive gasnätsföretags intäkter i årsrapporterna för år 2008-2011 (genomsnittlig redovisad intäkt) med en av EI beräknad intäkt. För att beräkna gasnätsföretagens intäkter har EI i huvudsak utgått från den metod och de principer som beskrivs i rapporten Bedömning av gasnätsföretagens tariffintäkter år 2009 (EI R2010:27). I denna rapport har metoden utvecklats till att även ta hänsyn till intäkternas årsvariationer på grund av vädret. Intäkten som beräknas med EI:s metod baserar sig på en summering av beräknade kapitalkostnader och beräknade löpande kostnader. Till grund för beräkningen ligger uppgifter i företagens årsrapporter för år 2011 samt viss kompletterande ekonomisk information om företagen. Ei har granskat samtliga redovisningsenheters intäkter för år 2011. Ingen av de granskade redovisningsenheterna har en samlad genomsnittlig redovisad intäkt för 2008-2011 som överstiger den beräknade intäkten enligt Ei:s beräkningsmetod. Ei avser därför inte inleda någon fördjupad granskning av gasnätstariffer för år 2011. I sammanhanget bör noteras att eftersom det nuvarande regelverket innebär granskning i efterhand har metoderna i huvudsak utformats för att avgöra i vilken mån en fördjupad granskning av något företag ska inledas. Detta innebär vidare att de nivåer, avseende vad Ei bedömt vara godkända intäkter, endast ska ses utifrån detta sammanhang. Vid en fördjupad granskning kommer ytterligare bedömningar, av vad som kan anses vara skäliga tariffer, att användas. De beräkningsmetoder som Ei hittills har tillämpat vid bedömningarna av tariffernas skälighet i efterhand kommer sannolikt att förändras till kommande års granskningar. Riksdagen har antagit ändringar om förändringar i naturgaslagen (2005:403) som bland annat kommer att innebära förhandsreglering av naturgasföretagens nättariffer. Lagen träder i kraft 1 juni 2013 och första tillsynsperioden är från och med 1 januari år 2015 till 31 december 2018. De närmare reglerna och metoderna för hur intäktsramarna ska fastställas inför den första reglerperioden kommer att fastställas under 2013 och inledningen av 2014. Vidare innebär detta att efterhandsgranskning av gasnätsföretagens tariffer kommer tillämpas för åren 2012, 2013 och 2014. Beroende av hur regelverket och metoderna för den första tillsynsperioden kommer att utformas kan det finnas skäl att även anpassa granskningsmetoderna för 2012 års gasnätstariffer.

Innehåll Sammanfattning... 4 1 Bakgrund... 11 1.1 Syfte... 11 1.2 Utfall av tidigare granskningar och bedömningar av gasnätstarifffer... 12 1.2.1 Granskning år 2009... 12 1.2.2 Granskning år 2010... 12 1.3 Projektets arbetssätt och organisation... 12 2 Naturgassystemet i Sverige... 13 2.1 Det svenska naturgasnätet... 13 2.1.1 Förgasningsanläggningar... 14 2.1.2 Ägandeförhållanden i det svenska naturgasnätet... 14 2.1.3 Swedegas AB Certifiering som systemoperatör och övertagandet av systemansvaret för stamnätet... 15 2.2 Naturgasnätets framväxt och koncentration i Sverige... 15 2.2.1 Användningen av naturgas i Sverige... 15 2.2.2 Naturgassystemets fortsatta utbyggnad... 17 2.3 Handelsplattform för naturgas och kapacitetsbokning... 17 2.3.1 Den svenska modellen och Shipper-modellen... 17 2.3.2 Trygg naturgasförsörjning medför ytterligare produkter... 18 3 Reglering av gasnätstariffer... 19 3.1 Bakgrund och legala förutsättningar... 19 3.1.1 Uppföljning av tidigare godkända metodgodkännanden för utformning av tariffer och avgifter... 19 3.2 Framtida prövning av gasnätstariffer... 20 3.2.1 Förhandsreglering av naturgasnätstariffer, systembalansansvar och koncessioner... 21 3.3 Isolerade naturgasnät utanför naturgassystemet... 21 4 Beräkningsmetod för granskning av gasnätsföretagens intäkter år 2011... 22 4.1 Gasnätsföretagen och redovisningsenheter... 22 4.2 Beräkning av intäkter med Ei:s metod... 23 4.2.1 Uppgifter till grund för beräkningen av intäkten... 23 4.2.2 Beräkning av kapitalkostnader... 23 4.2.3 Beräkning av löpande kostnader... 26 4.3 Redovisade genomsnittliga intäkter i relation till beräknade intäkter... 28 4.4 Intäkter som understiger beräknade intäkter... 29 4.5 Intäkter som överstiger beräknade intäkter... 29 5 Granskning av 2011 års intäkter... 30 5.1 Redovisade överförda energimängder i relation till nettoomsättning... 30 5.2 Förändringar av redovisningsenheterna under år 2011... 32

5.2.1 Swedegas AB övertagande av transmissionsledningar och lagringsanläggning... 32 5.2.2 Redovisningsenheter för transmissionsverksamhet... 32 5.2.3 Redovisningsenheter för lagringsanläggningar... 32 5.3 E.ON Gas Sverige AB, Transmission REN00599... 33 5.3.1 Allmänt om redovisningsenheten... 33 5.3.2 Beräkning av E.ON Gas Sverige AB:s intäkter från transmission... 34 5.4 E.ON Gas Sverige AB, Distribution REN00598... 35 5.4.1 Allmänt om redovisningsenheten... 35 5.4.2 Beräkning av E.ON Gas Sverige AB:s intäkter från distribution... 35 5.5 E.ON Gas Sverige AB, Lagring REN00868... 36 5.5.1 Allmänt om redovisningsenheten... 36 5.5.2 Beräkning av E.ON Gas Sverige AB:s intäkter från lagring... 36 5.6 Göteborg Energi Gasnät AB, Distribution REN00606... 37 5.6.1 Allmänt om redovisningsenheten... 37 5.6.2 Särskilda omständigheter... 38 5.6.3 Beräkning av Göteborg Energi Gasnät AB:s intäkter från distribution... 38 5.7 Kraftringen Nät AB, Distribution REN0000887... 39 5.7.1 Allmänt om redovisningsenheten... 39 5.7.2 Beräkning av Kraftringen Nät AB:s intäkter från distribution... 39 5.8 Swedegas AB, Transmission REN00604... 40 5.8.1 Allmänt om redovisningsenheten... 40 5.8.2 Särskilda omständigheter... 40 5.8.3 Beräkning av Swedegas AB:s intäkter från transmission... 41 5.9 Swedegas AB, Lagring REN00605... 42 5.9.1 Allmänt om redovisningsenheten... 42 5.9.2 Särskilda omständigheter... 42 5.9.3 Beräkning av Swedegas AB:s intäkter från lagringsverksamhet... 42 5.10 Varberg Energi AB, Distribution REN00329... 43 5.10.1 Allmänt om redovisningsenheten... 43 5.10.2 Beräkning av Varberg Energi AB:s intäkter från distribution... 43 5.11 Öresundskraft, Distribution REN00859... 44 5.11.1 Allmänt om redovisningsenheten... 44 5.11.2 Särskilda omständigheter... 45 5.11.3 Beräkning av Öresundskraft AB:s intäkter från distribution... 45 5.12 Utfallet av 2011 års granskning... 45

Bilaga 1 Formler för beräkning av gasnätsföretagens intäkter enligt metoden... 47 Granskningen sker i följande steg... 47 Formler för beräkning av 2011 års intäkter... 47 Beräkning av nuanskaffningsvärde (NUAK)... 47 Beräkning av kapitalkostnad med real annuitet för år 2011... 48 Beräkning av löpande kostnad för år 2011... 48 Beräkning av löpande påverkbara kostnader för år 2011... 48 Beräkning av opåverkbara löpande kostnader för år 2011... 49 Beräkning av löpande kostnader för år 2011... 49 Beräkning av intäkter för år 2011... 49 Redovisningsenheternas bedömda godkända intäkter stäms av mot deras redovisade intäkter för 2008-2011... 50 Avstämning av bedömda godkända intäkter för 2011 mot genomsnittliga redovisade intäkter för perioden 2008-2011... 50 Mall för uppgifter som redovisas i tabellen Uppgifter ur den särskilda rapporten... 51 Bilaga 2 Beräkningsunderlag i tabellform för beräkning av gasnätsföretagens intäkter enligt metoden... 52 1.1 E.ON Gas Sverige AB, Transmission REN00599... 53 1.1.1 Underlag för beräkning av kapitalkostnad i tkr... 53 1.1.2 Underlag för beräkning av löpande kostnader i tkr... 54 1.1.3 Underlag för beräkning av genomsnittliga redovisade intäkter i tkr... 55 1.1.4 Utfall enligt Ei:s metod år 2011 i tkr... 55 1.2 E.ON Gas Sverige AB, Distribution REN00598... 56 1.2.1 Underlag för beräkning av kapitalkostnad i tkr... 56 1.2.2 Underlag för beräkning av löpande kostnader i tkr... 57 1.2.3 Underlag för beräkning av genomsnittliga redovisade intäkter i tkr... 58 1.2.4 Utfall enligt Ei:s metod år 2011 i tkr... 58 1.3 E.ON Gas Sverige AB, Lagring REN00868... 59 1.3.1 Underlag för beräkning av kapitalkostnad i tkr... 59 1.3.2 Underlag för beräkning av löpande kostnader i tkr... 60 1.3.3 Underlag för beräkning av genomsnittliga redovisade intäkter i tkr... 61 1.3.4 Utfall enligt Ei:s metod år 2011 i tkr... 61 1.4 Göteborg Energi Gasnät AB, Distribution REN00606 utifrån ursprungliga anskaffningsvärden... 62 1.4.1 Underlag för beräkning av kapitalkostnad i tkr... 62 1.4.2 Underlag för beräkning av löpande kostnader i tkr... 63 1.4.3 Underlag för beräkning av genomsnittliga redovisade intäkter i tkr... 64 1.4.4 Utfall enligt Ei:s metod år 2011 i tkr... 64 1.5 Kraftringens Nät AB, REN00887... 65 1.5.1 Underlag för beräkning av kapitalkostnad i tkr... 65 1.5.2 Underlag för beräkning av löpande kostnader i tkr... 66 1.5.3 Underlag för beräkning av genomsnittliga redovisade intäkter i tkr... 67 1.5.4 Utfall enligt Ei:s metod år 2011 i tkr... 67 1.6 Swedegas AB, Transmission REN00604... 68 1.6.1 Underlag för beräkning av kapitalkostnad i tkr av som innehafts hela året 2011... 68 1.6.2 Underlag för beräkning av kapitalkostnad i tkr av som innehafts del av år 2011... 69 1.6.3 Underlag för beräkning av löpande kostnader i tkr... 70 1.6.4 Underlag för beräkning av genomsnittliga redovisade intäkter i tkr... 71

1.6.5 Utfall enligt Ei:s metod år 2011 i tkr... 71 1.7 Swedegas AB, Lagring REN00605... 72 1.7.1 Underlag för beräkning av kapitalkostnad i tkr... 72 1.7.2 Underlag för beräkning av löpande kostnader i tkr... 73 1.7.3 Underlag för beräkning av genomsnittliga redovisade intäkter i tkr... 74 1.7.4 Utfall enligt Ei:s metod år 2011 i tkr... 74 1.8 Varberg Energi AB, Distribution REN00329... 75 1.8.1 Underlag för beräkning av kapitalkostnad i tkr... 75 1.8.2 Underlag för beräkning av löpande kostnader i tkr... 76 1.8.3 Underlag för beräkning av genomsnittliga redovisade intäkter i tkr... 77 1.8.4 Utfall enligt Ei:s metod år 2011 i tkr... 77 1.9 Öresundskraft, Distribution REN00859... 78 1.9.1 Underlag för beräkning av kapitalkostnad i tkr... 78 1.9.2 Underlag för beräkning av löpande kostnader i tkr... 79 1.9.3 Underlag för beräkning av genomsnittliga redovisade intäkter i tkr... 80 1.9.4 Utfall enligt Ei:s metod år 2011 i tkr... 80 Bilaga 3 Tabell SCB Sammanvägt gasindex E-84, 1985-2011... 81 Bilaga 4 Ernst & Youngs rapport WACC NATURGAS, 2011 länk... 82

Figurförteckning Figur 1 Ledningslängd i km per 2011-12-31 fördelat på innehavare... 13 Figur 2 Schematisk uppställning över det svenska naturgassystemets uppbyggnad... 14 Figur 3 Total mängd debiterbar mängd naturgas i transmissionssystemet... 16 Figur 4 Total debiterbar mängd överför energi i distributionssystemen... 16 Figur 5 Fördelning av naturgasförbrukningen under år 2011 (Siffror inom parantes är 2010 års värden)... 17 Figur 6 Utvecklingen av olika index med basår 1985... 26 Figur 7 Totala nettoomsättningen och överförd energimängd under år 2008 till 2011 för transmissionsföretag... 31 Figur 8 Totala nettoomsättningen och överförd energimängd under år 2008 till 2011 för distributionsföretag... 31 Figur 9 Förändringar av vissa redovisningsenheternas omfattning under perioden 2010-2012... 33

Tabellförteckning Tabell 1 Tabellen redovisar de ingående komponenter i de avtalsformerna/tarifftyperna som godkändes under år 2005 Källa: Statens energimyndighet... 20 Tabell 2 Gasnätsföretag och redovisningsenheternas verksamhetsområden... 23 Tabell 3 Kalkylränta enligt WACC-metoden... 25 Tabell 4 Reglermässig indelning av anläggningskomponenter och avskrivningstider... 25 Tabell 5 Redovisning av påverkbara löpande kostnader... 28 Tabell 6 Redovisning av opåverkbara löpande kostnader... 28 Tabell 7 Redovisning av totala löpande kostnader... 28 Tabell 8 Uppgifter ur den särskilda rapporten... 34 Tabell 9 Sammanställning av beräkningar med Ei:s granskningsmetod... 34 Tabell 10 Uppgifter ur den särskilda rapporten... 35 Tabell 11 Sammanställning av beräkningar med Ei:s granskningsmetod... 35 Tabell 12 Uppgifter ur den särskilda rapporten... 36 Tabell 13 Sammanställning av beräkningar med Ei:s granskningsmetod... 37 Tabell 14 Uppgifter ur den särskilda rapporten... 38 Tabell 15 Sammanställning av beräkningar med Ei:s granskningsmetod... 38 Tabell 16 Uppgifter ur den särskilda rapporten... 39 Tabell 17 Sammanställning av beräkningar med Ei:s granskningsmetod... 39 Tabell 18 Uppgifter ur den särskilda rapporten... 40 Tabell 19 Sammanställning av beräkningar med Ei:s granskningsmetod... 41 Tabell 20 Uppgifter ur den särskilda rapporten... 42 Tabell 21 Sammanställning av beräkningar med Ei:s granskningsmetod... 43 Tabell 22 Uppgifter ur den särskilda rapporten... 43 Tabell 23 Sammanställning av beräkningar med Ei:s granskningsmetod... 44 Tabell 24 Uppgifter ur den särskilda rapporten... 44 Tabell 25 Sammanställning av beräkningar med Ei:s granskningsmetod... 45 Tabell 26 Indexsammanställning för transmission och distribution av naturgas Basår = 1985... 81

1 Bakgrund Ei är tillsynsmyndighet enligt naturgaslagen (2005: 403). I detta uppdrag ingår bl.a. att granska gasnätsföretagens tariffer. Den som bedriver överföring av naturgas får inte börja tillämpa sin överföringstariff förrän de metoder som ligger till grund för utformandet av tariffen har godkänts av Ei. Detsamma gäller för avgifter och övriga villkor för anslutning av andra naturgasledningar, lagringsanläggningar och förgasningsanläggningar. Reglerna om anslutning omfattar även återinkoppling av en befintlig naturgasledning, ändring av den avtalade kapaciteten i anslutningspunkten samt ändring av tiden för överföringen. Godkännande ska lämnas om metoderna kan antas leda till att överföringstarifferna eller anslutningsavgifterna blir objektiva och ickediskriminerande. Skäligheten i tarifferna granskas av Ei årligen i efterhand med stöd av 6 kap. 2 naturgaslagen: Tariffer för överföring och lagring av naturgas samt för tillträde till en förgasningsanläggning skall vara skäliga, objektiva och icke-diskriminerande. Kravet på skälighet hänför sig till de totala intäkterna från verksamheten och syftar till att förhindra att lednings- eller anläggningsinnehavarna utnyttjar sin monopolställning genom att ta ut oskäliga monopolvinster (prop. 2004/05:62 s. 228). Granskningen av gasnätsföretagens tariffer sker genom att Ei granskar de uppgifter som lämnats i årsrapporterna för respektive redovisningsenhet. Årsrapporterna består av en ekonomisk redovisning som har granskats av företagets revisor och dels av ytterligare tekniska uppgifter för att kunna jämföra olika överförings- och lagringsverksamheter. 1 Varje redovisningsenhet har dessutom skyldighet att upprätta ett anläggningsregister som ska hållas aktuellt. 2 Ei får meddela närmare föreskrifter om hur egna och leasade anläggningstillgångar ska specificeras samt vilka uppgifter som ska ingå i den särskilda rapporten. 3 Ei har dessutom möjlighet att med stöd av 10 kap. 2 naturgaslagen (2005:403) begära in de uppgifter som behövs för tillsyn. 1.1 Syfte Syftet med denna rapport är att redovisa granskningen av gasnätsföretagens intäkter för år 2011 samt ge en beskrivning av de huvudsakliga faktorerna som påverkat tarifferna i det svenska naturgassystemet. Med den metod som Ei har 1 6 Förordning (2006:1051) om redovisning och revision av överföring av naturgas, lagring av naturgas och drift av förgasningsanläggning. 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

utvecklat, och som för närvarande tillämpas, beräknas en bedömd godkänd intäktsnivå för respektive företag för år 2011. Den intäktsnivå jämförs med nätföretagets redovisade genomsnittliga intäkt för perioden 2008-2011. Ei kan därefter besluta om att vidta en fördjupad granskning av 2011 års tariffer om den genomsnittliga intäkten är högre än vad metoden medger vilket också kommer att redovisas i rapporten. Syftet är slutligen också att redovisa Ei:s uppföljning av de metodgodkännanden som tillsynsmyndigheten lämnat enligt 6 kap. 5 naturgaslagen. 1.2 Utfall av tidigare granskningar och bedömningar av gasnätstarifffer 1.2.1 Granskning år 2009 Ei:s granskning av gasnätsföretagens tariffintäkter för år 2009 visade att sju av nio redovisningsenheter hade intäkter som understeg den bedömda godkända intäktsnivån. Ei tog ut fyra redovisningsenheter för fördjupad granskning. Två av redovisningsenheterna överskred den beräknade intäkten. Dessa var E ON Gas Sverige AB:s redovisningsenhet för transmission och Göteborg Energi Gasnät AB:s redovisningsenhet för distribution. För Swedegas AB:s två redovisningsenheter avseende transmission och lagring förelåg det skäl att fortsätta granskningen på grund av vissa oklarheter i redovisningsunderlaget. För ytterligare information om bakgrunden till granskningen se vidare i rapporten Bedömning av gasnätsföretagens tariffintäkter år 2009 (EI R2010:27). 1.2.2 Granskning år 2010 Ei:s granskning av gasnätsföretagens tariffintäkter för år 2010 visade att inga företag översteg den bedömda godkända intäktsnivån. För ytterligare information om bakgrunden till granskningen se vidare i rapporten Bedömning av gasnätsföretagens tariffintäkter år 2010 (EI R2012:08). 1.3 Projektets arbetssätt och organisation Arbetet har utförts av en projektgrupp inom Ei bestående av Anders Falk (projektledare) och Mathilda Lindersson. 12

2 Naturgassystemet i Sverige Under år 2011 har sex företag med nio stycken redovisningsenheter bedrivit gasnätsverksamhet i Sverige. Dessa har redovisat sina verksamheter i årsrapporter till Ei. Två redovisningsenheter har bedrivit transmissionsverksamhet, fem enheter distributionsverksamhet och två enheter lagring av naturgas enligt naturgaslagen. Under år 2011 förvärvade Swedegas AB E.ON Gas Sveriges AB:s transmissionsledningar och gaslagrings anläggning. Genom förvärvet återstår endast ett naturgasföretag som bedriver transmissions- och lagringsverksamhet i Sverige. Genom ändrade redovisningsrutiner för år 2011 redovisas lagring av gas i rörledning, s.k. linepack, som transmissionsverksamhet. Lagringsanläggningen för naturgas redovisas däremot skilt från transmissionsverksamheten. 2.1 Det svenska naturgasnätet Naturgas transporteras i transmissionsledningar under högt tryck (maximalt 80 bar). Därefter sker en tryckreducering i mät- och reglerstationer innan det lokala distributionsnätet tar vid för transport av naturgasen till slutkunderna. Distributionssystemen är normalt dimensionerade för ett tryck på maximalt 4 bar, även om det förekommer anläggningar, som är anslutna till distributionssystemet, som kräver högre tryck. Vid utgången av år 2011 var fördelningen av naturgasledningarna för transmission och distribution fördelade på innehavare enligt följande diagram, figur 1. Figur 1 Ledningslängd i km per 2011-12-31 fördelat på innehavare 2 000 1 800 1 600 1 400 1 200 1 000 800 600 400 200 0 Ledningslängd i km 13

2.1.1 Förgasningsanläggningar Under år 2011 var inga förgasningsanläggningar anslutna till det svenska naturgasledningsnätet. Under 2012 har förstudier genomförts för att etablera en förgasningsanläggning med tillhörande lagringsanläggning i Göteborgs hamn. Projektet genomförs i två faser där den senare fasen innebär en anslutning till naturgassystemet. Projektets huvudman är Swedegas AB och genomförs i samarbete med Vopak LNG Holding B.V. samt Göteborgs Hamn. Anläggningen kommer att vara tillgänglig för tredje parts tillträde genom ett Open Season 4 förfarande. 2.1.2 Ägandeförhållanden i det svenska naturgasnätet Den 30 september 2011 förvärvade Swedegas AB E.ON Gas Sverige AB:s innehav av 230 km stamledning såväl som en mindre lagringsanläggning av naturgas som var direkt ansluten till stamledningen. Transaktionen innebar att redovisningen av dessa anläggningar kommer att delas mellan de inblandade gasnätsföretagen. Konsekvenserna av detta behandlas vidare i kapitel 5. En schematisk uppställning över anslutningarna i det svenska naturgassystemet och ekonomiska samband mellan gasnätsinnehavarna framgår av figur 2. Figur 2 Schematisk uppställning över det svenska naturgassystemets uppbyggnad 4 Open Season förfarandet är en process där alla presumtiva användare av terminalen har möjlighet att anmäla sitt intresse för de tjänster som terminalen kommer att erbjuda. Förfarandet ör en öppen process som ska säkerställa att alla budgivare ges samma förutsättningar. 14

2.1.3 Swedegas AB Certifiering som systemoperatör och övertagandet av systemansvaret för stamnätet Genom Swedegas AB:s förvärv från E.ON Gas Sverige AB är det endast en ägare av det svenska stamnätet för naturgas. I utredningen Framtida Regelverk och Ansvarsförhållanden på Naturgasmarknaden i Sverige (FRANS-utredningen), SOU 2011:46 kom utredningen fram till att det var möjligt för en privat aktör att inneha systemansvaret och även balansansvaret i det svenska naturgassystemet. Efter förvärvet har Swedegas AB ansökt om certifiering som TSO (Transmission System Operator). Ansökan har prövats och godkänts av Ei den 6 juni 2012. 5 Systembalansansvaret för det svenska naturgsnätet innehas av Svenska Kraftnät t.o.m. den 31 maj 2013. Lagstiftningen har ändrats under år 2013 så att Swedegas AB övertar systembalansansvaret från den 1 juni 2013. Därmed kan Swedegas AB i praktiken utöva transmission operatörens ansvar fullt ut. 2.2 Naturgasnätets framväxt och koncentration i Sverige I Sverige började naturgas användas år 1985. Sverige har ingen egen utvinning av naturgas. 6 All naturgas som förbrukas inom naturgasnätet i Sverige importeras via rörledning från Danmark. Från Danmarks gasfält går dessutom en dubbelriktad förbindelse till det europeiska gasnätet. Sverige är på så vis indirekt sammankopplat med detta nät via Danmark. Den svenska naturgasnätet är regionalt koncentrerad till västkusten längs ett stamledningsnät som sträcker sig från Malmö kommun i söder till Stenungssund kommun i norr med en förgreningar både till Trelleborgs kommun och Gnosjö kommun. Ledningsnätet består av transmissionsledningar (62 mil) 7 och distributionsledningar (272 mil) samt en lagringsanläggning. 2.2.1 Användningen av naturgas i Sverige I de trettiotal kommuner som har tillgång till det svenska motsvarar naturgasförbrukningen cirka tjugo procent av energianvändningen, vilket är i paritet med övriga europeiska länder med utbyggda naturgasnät. Under kalenderåret 2011 levererades 13,27 terawattimmar (TWh) (18,56 TWh år 2010) naturgas i övre värmevärde och 12,14 (16,98) TWh naturgas i undre värmevärde. Den befintliga stamnätet har kapacitet att årligen transportera cirka 22 TWh. I figur 3 redovisas den årliga överförda energimängden i transmissonsnätet. Notera att endast Swedegas AB innehade hela transmissionsnätet från den 1 oktober 2011 eftersom E.ON Gas Sverige AB hade sålt sin del av transmissionsnätet till Swedegas AB vid detta tillfälle. 5 Diarienr. 700-11--102873 6 Däremot förekommer produktion av biogas. Biogas omfattas av begreppet naturgas i 1 kap 2 naturgaslagen (2005:403). 7 Siffror inom parantes är hämtade från gasnätsföretagens årsrapporter 2010. 15

Figur 3 Total mängd debiterbar mängd naturgas i transmissionssystemet MNm 3 3 000 2 500 2 000 1 500 1 000 500 0 Total debiterbar mängd (MNm3) överförd naturgas i transmissionssystemet 2010 2011 Den överförda mängden gas som transporterats i distributionsnäten redovisas i figur 4. Varberg Energi AB har ställt om till andra energislag och överförde endast 5 MNm 3 till sina kunder vilket i figuren ska jämföras med E.ON Gas Sverige AB som överförde 871 MNm 3 till sina kunder. Figur 4 Total debiterbar mängd överför energi i distributionssystemen MNm 3 1 000 900 800 700 600 500 400 300 200 100 0 E.ON Gas Sverige AB Göteborgs Energi Gasnät AB Kraftringen Nät AB Varberg Energi AB Öresundskraft AB Total debiterbar mängd (MNm 3) överförd naturgas i distributionssystemen 2010 2011 Intäkterna är volymberoende och kopplade till den transporterade mängden gas. Minskningen i överförd mängd gas beror i huvudsak av två anledningar, antalet graddagar 8 minskade under 2011 och priserna på andra energislag sjönk och då framförallt el. Fördelningen av naturgasförbrukningen på olika marknadssegment redovisas i figur 5. 8 Med graddagar avses antalet dagar under ett år då dygnsmedeltempraturen avviker från en referenstempratur. 16

Figur 5 Fördelning av naturgasförbrukningen under år 2011 (Siffror inom parantes är 2010 års värden) Övriga näringar 10% (9) Bostäder 6% (5) Tillverkningsindustri 37% (30) Kraftvärmeverk 47% (56) Övriga näringar omfattar exempelvis uppvärmning av hyresfastigheter och lokaler, växthus och även fordonsgas. 2.2.2 Naturgassystemets fortsatta utbyggnad Källa: SCB Det finns möjligheter att förlänga den befintliga gasledningen. Regeringen beviljade 2011-03-17 koncession för att bygga och använda en överföringsledning sträckan Segerstad till Torsvik i Jönköpings län. Den beviljade koncessionen omfattat en ledningslängd om totalt c:a 77 km. Koncessionen gäller till den 18 mars 2051. Som villkor föreskrev regeringen att lednigen ska färdigställas inom 5 år från beslutet 2011-03-17. 2.3 Handelsplattform för naturgas och kapacitetsbokning Under år 2011 fanns det sex leverantörer av naturgas som slutit avtal med den balansansvariga myndigheten, Svenska Kraftnät (Svk) Dessa leverantörer är E.ON Gas Sverige AB, Modity AB, Varberg Energi AB, Göteborgs Energi AB, Dong Energy AB och ApportGas AB. Byte av gasleverantör ligger på en låg nivå i Sverige och sker mera sällan än vad som sker inom el-segmentet i Sverige och övriga Europa. Inom EU arbetar medlemsstaterna på att uppnå likartade marknadsförutsättningar och regelverk för att åstadkomma en gränsöverskridande handel och en gemensam marknad. Under år 2011 fanns det olika modeller för att leverera naturgas. I huvudsak förekommer två modeller dels den europeiska shipper-modellen och dels den svenska modellen. 2.3.1 Den svenska modellen och Shipper-modellen Den svenska modellen för bokning av överföringskapacitet utgår ifrån den modell som används inom elområdet. Syftet har varit att ha likartade modeller oavsett om det är el eller naturgas. 17

Huvudskillnaden mellan de två modellerna ligger i vem som bokar och utnyttjar kapaciteten samt flexibiliteten i transmissionssystemet. I shipper-modellen görs detta av de kommersiella handelsaktörerna (shippers), medan i den svenska modellen är det distributionsbolagen som hanterar kapacitetsbokning i det överliggande transmissionssystemet. 2.3.2 Trygg naturgasförsörjning medför ytterligare produkter Kundernas möjlighet att erhålla leveranser av naturgas har uppmärksammats av EU och genom gasförsörjningsförordningen 9 ställs krav på medlemsstaterna att vidta åtgärder i syfte att öka försörjningstryggheten för naturgas. Som ett komplement till förordningen beslutade riksdagen att införa en lag om trygg naturgasförsörjning (2012:273) som började gälla från den 1 juni 2012. 10 Energimyndigheten är utsedd vara behörig myndighet med ansvar för tillämpningen av förordningen. Om leveranssvårigheter uppstår från det danska systemet meddelas detta av den danska reglermyndigheten, Energinet.dk i tre olika nivåer. Systemet bygger på frivillig bortkoppling och Sverige har tre möjligheter att försörja sig själv. Detta kan ske genom utnyttjande av den lagrings som skett via line-pack i rörledningarna, biogas produktion och genom uttag från gaslagringsanläggningen. Dessa ändrade förutsättningar innebär att leverantörerna av gasleveranser i det svenska naturgassystemet har att ta hänsyn till om kunderna ska erhålla gasleveranser där avbrott godtas alternativt att gasleveranser ska ske utan avbrott. Swedegas AB har infört dessa möjligheter i sitt produktutbud. 9 Europaparlamentets och rådets förordning (EU) nr 994/2010 av den 20 oktober 2010 om åtgärder för att trygga naturgasförsörjningen och om upphävande av rådets direktiv 2004/67/EG 10 Energimyndigheten är utsedd att vara behörig myndighet med ansvar för tillämpningen av förordningen. 18

3 Reglering av gasnätstariffer Av 6 kap. 2-5 naturgaslagen följer att den som bedriver överföring av naturgas inte får börja tillämpa en tariff förrän de metoder som ligger till grund för utformandet av tariffen har godkänts av tillsynsmyndigheten samt att ett sådant godkännande ska lämnas om metoderna kan antas leda till att tarifferna uppfyller kraven på att de är objektiva och icke-diskriminerande. Sverige har förnärvarande en reglering i efterhand av naturgastarifferna, en expost reglering. Detta innebär att Ei granskar de gasnätsföretagen efter avslutat verksamhetsår. Inom el-området har förhandsreglering av nättarifferna införts från år 2012. Denna reglering benämns ex-ante reglering och innebär att Ei beslutar en intäktsram för en fyra-års period. Denna ram är avgörande för vilka maximala sammanlagda inkomster ett företag kan ta ut från sina kunder under perioden. Sverige avser att införa motsvarande reglering för naturgasnätföretagen. Se vidare avsnitt 3.1.1. Granskningen av naturgasnätsföretagens tariffer omfattar de företag som är anslutna till det svenska naturgassystemet enligt villkoren i naturgaslagen (2005:403). Granskningen sker i efterhand och utförs med stöd av uppgifter i inlämnade årsrapporter kompletterande med uppgifter rörande anskaffning av anläggningstillgångarna. För att bedöma skäligheten i de tariffer och avgifter som gasnätsföretagen har haft görs en bedömning av företagens intäkter i förhållande till en beräknad godkänd intäkt enligt Ei:s modell. Denna modell beskrivs närmare i kapitel 4. 3.1 Bakgrund och legala förutsättningar Förhandsgodkännandet avser enbart vissa aspekter av tariffernas och anslutningsavgifternas utformning. Bestämmelsen om tillsynsmyndighetens metodgodkännande syftar till att säkerställa att tarifferna och avgifterna blir objektiva och icke-diskriminerande, medan skäligheten liksom tidigare bedöms på annat sätt. 11 3.1.1 Uppföljning av tidigare godkända metodgodkännanden för utformning av tariffer och avgifter Samtliga naturgasnätsföretag ansökte under år 2005 om godkännande av de metoder som de avsåg att tillämpa för att utforma avgiften eller tariffen. Statens energimyndighet, som då var tillsynsmyndighet, granskade de redovisade metoderna och godkände dessa för alla naturgasnätsföretag under samma år. 12 Tabell 1 visar i sammandrag de olika avtalsformerna/tarifftyperna som godkändes år 2005. 11 Proposition 2004/05:62 Genomförande av EG:s direktiv om gemensamma regler för de inre marknaderna för el och naturgas s. 231. 12 Dnr 7822-05-3717, 7822-05-3686, 7822-05-3719, 7822-05-3707, 7822-05-5039, 7822-05-5038, 7822-05-3718, 7822-05-5040, 7822-05-3739. 19

År 2007 ansökte och beviljades Göteborg Energi Gasnät AB en revidering av tidigare beslutat metodgodkännande från år 2005. Förändringen bestod av att flera effektsteg har införts i tariffen. I övrigt vidhölls samma metod som tidigare hade godkänts. 13 Tabell 1 Tabellen redovisar de ingående komponenter i de avtalsformerna/tarifftyperna som godkändes under år 2005 Källa: Statens energimyndighet Företag Fast avgift Uttagspunktsavgift Effektavgift Energiavgift Övriga avgifter Swedegas AB (Nova Naturgas AB) x x x x x Lunds Energi Nät AB x x x E.ON Gas Sverige AB (Sydkraft Gas AB) 14 x x x x E.ON Gas Sverige AB (Sydkraft Gas AB) 15 x x x x E.ON Gas Sverige AB (Dong Sverige Distribution AB) x x Göteborg Energi Gasnät AB 16 x x x Öresundskraft AB x x x Öresundskraft AB (Ängelholms Energi AB) x x x Varberg Energi AB x x x Vid granskningen av 2011 års tariffer har gasnätsföretagen tillfrågats om någon avvikelse har skett gentemot tidigare godkända metoder. Inget av företagen har rapporterat någon förändring i metoderna. Ei har därför inte funnit skäl att göra någon förnyad granskning av metoderna. Gasnätsföretagen ska även i fortsättningen, så länge lagstiftningen har sin nuvarande utformning, ansöka om metodgodkännande om de har för avsikt att ändra sina metoder för att utforma tariffen eller avgiften. 3.2 Framtida prövning av gasnätstariffer I regleringsbrevet för år 2010 hade Ei uppdraget att utreda hur naturgaslagen kan harmoniseras med ellagen i det avseendet att förhandsprövning av gasnätstariffer kan införas. Ei har redovisat uppdraget genom rapporten Förhandsprövning av gasnätstariffer (EI R2010:14). I rapporten föreslog Ei att naturgaslagen i allt väsentligt får samma utformning som ellagen avseende förhandsprövning av nättariffer. Riksdagen har antagit ändringar om förändringar i naturgaslagen (2005:403) som bland annat möjliggör förhandsreglering av naturgasföretagens nättariffer. Lagen träder i kraft 1 juni 2013 och första tillsynsperioden är 1 januari 2015 till 31 december 2018. 13 Dnr 7822-07-3648 14 Avser redovisningsenheten för transmissionsnät. 15 Avser redovisningsenheten för distributionsnät. 16 Reviderat metodgodkännande s år 2007. 20

3.2.1 Förhandsreglering av naturgasnätstariffer, systembalansansvar och koncessioner Naturgaslagen (2005:403) har ändrats för att göra det möjligt att förhandsreglera gasnätstarifferna, utse vem som kan inneha systembalansansvaret, göra undantag från koncessionskrav. Av lagändringarna följer att gasnätföretagen ska begära en intäktsram som ska täcka skäliga kostnader för att bedriva gasnät verksamhet och ge en rimlig avkastning på det kapital som krävs för att bedriva verksamhet i form av överföring och lagring av naturgas samt tillträde till förgasningsanläggning vilken är tillkopplad till naturgassystemet. Vidare kan regeringen utse en myndighet eller en juridisk person att ha ansvaret för att balansen mellan uttag och tillförsel av naturgas i det nationella naturgassystemet på kort sikt upprätthålls dvs. systembalansansvaret. Dessutom förslås en ordning hur undantag kan göras från koncessions föreskrifter avseende naturgasledningar i det svenska naturgassystemet. 3.3 Isolerade naturgasnät utanför naturgassystemet Frågan har aktualiserats huruvida andra gasnät som är fristående från det svenska naturgasnätet, som exempelvis stadsgasnätet i Stockholm, ska regeleras på motsvarande sätt som för naturgassystemet och elnät. Ei:s tillsyn över naturgas omfattar idag endast det svenska naturgassystemet på västkusten. Vad som avses med naturgassystemet framgår av naturgaslagen (2005:403). Denna avgränsning innebär att övriga ledningsnät som transporterar gas som exempelvis förångad naturgas och biogas inte är inom Ei:s tillsyns uppdrag. För övriga fristående gasnät har Ei i regeringsuppdrag år 2012 utrett frågan om dessa kan omfattas av förhandsregleringen av nättariffer. Resultatet presenterades i Ei:s rapport, Nya regler för isolerade naturgasnät (Ei R2013:01), vilken levererades till regeringen i januari 2013. 17 Sammafattningsvis kom Ei till slutsatsen att den nuvarande naturgaslagen (2005:403) är utformad för att tillämpas på naturgasnätet på västkusten. Lagstiftningen tar inte sikte på de förhållanden som idag råder på gasmarknaden. Ei kom till den slutsatsen att gasnät som uppvisar samma karaktäristika också bör behandlas lika i regleringen. 17 Rapporten går att ladda ner från Ei:s hemsida under följande länk: http://www.ei.se/documents/publikationer/rapporter_och_pm/rapporter%202013/nya_regler_for_isole rade_stadsgasnat_eir2013_01.pdf. 21

4 Beräkningsmetod för granskning av gasnätsföretagens intäkter år 2011 Med stöd av 6 kap. 2 naturgaslagen granskas skäligheten i gasnätstarifferna årligen i efterhand. Kravet på skälighet hänför sig till de totala intäkterna från verksamheten och syftar till att förhindra att lednings- eller anläggningsinnehavarna utnyttjar sin monopolställning genom att ta ut oskäliga monopolvinster (prop. 2004/05:62 s. 228). Granskningen sker i följande steg: 1 Ei sammanställer en genomsnittlig redovisad intäkt (2008-2011) utifrån årsrapporterna för varje redovisningsenhet. 2 Ei beräknar en bedömd godkänd intäkt för varje redovisningsenhet med Ei:s metod. 3 Ei:s beräknade intäkt jämförs med varje redovisningsenhets genomsnittliga redovisade intäkt enligt punkten 1. 4 De redovisningsenheter som har en genomsnittlig redovisad intäkt som understiger den beräknade intäkten granskas inte ytterligare om det inte framkommer särskilda skäl. Om det finns särskilda skäl vidtar en fördjupad granskning enligt punkt 5. 5 De företag som har en genomsnittlig redovisad intäkt som överstiger den beräknade intäkten blir föremål för en fördjupad granskning. En fördjupad granskning avslutas genom att Ei bedömer rimligheten i gasnätsföretagens tariffintäkter. En för hög intäkt ska leda till en justering av gasnätstarifferna. 4.1 Gasnätsföretagen och redovisningsenheter På den svenska naturgasmarknaden finns sex företag som äger olika delar av det svenska naturgasnätet. För närvarande finns nio redovisningsenheter som rapporterar ekonomiska och tekniska data till Ei. Skälet till att sex företag rapporterar för nio redovisningsenheter är att två av företagen har flera verksamheter. I tabell 2 redovisas gasnätsföretagen och deras redovisningsenheter. 22

Tabell 2 Gasnätsföretag och redovisningsenheternas verksamhetsområden Gasnätsföretag Typ av verksamhet Redovisningsenhet nr E.ON Gas Sverige AB Transmission REN00599 E.ON Gas Sverige AB Distribution REN00598 E.ON Gas Sverige AB Lagring REN00868 18 Göteborgs Energi Gasnät AB Distribution REN00606 Kraftringen Nät AB Distribution REN00887 Swedegas AB Transmission och Line-Pack REN00604 Swedegas AB Lagring REN00605 19 Varberg Energi AB Distribution REN00329 Öresundskraft AB Distribution REN00589 4.2 Beräkning av intäkter med Ei:s metod I detta avsnitt beskrivs Ei:s metod för att beräkna en intäkt för en redovisningsenhet. Den genomsnittliga redovisade intäkten jämförs sedan med den av Ei beräknade intäkten. Beräkningsformlerna redovisas i bilaga 1. 4.2.1 Uppgifter till grund för beräkningen av intäkten Beräkningen av intäkten sker utifrån uppgifterna i respektive redovisningsenhets årsrapport. Företagen har ombetts att komplettera med uppgifter om reglermässiga anläggningskategorier 20 då dessa uppgifter saknas i årsrapporten. Samtliga företag har kompletterat med begärda uppgifter. Vissa företag har också redovisat kompletterande uppgifter om anläggningstillgångarnas ursprungliga anskaffningsvärden se avsnitt 5. 4.2.2 Beräkning av kapitalkostnader Kapitalbas Ei har beräknat kapitalkostnaderna genom att alla anläggningstillgångar har värderats till ett nuanskaffningsvärde. 21 För att kunna beräkna nuanskaffningsvärden har Ei utgått från anskaffningsvärdena vid den tidpunkt när anläggningarna togs i bruk första gången (ursprungliga anskaffningsvärden). De ursprungliga anskaffningsvärdena har därefter räknats upp till ett nuanskaffningsvärde med SCB:s index E84 för gasföretag. Detta index ska spegla 18 Anläggning avyttrades till Swedegas AB den 30 september 2011. Under år 2011redovisar E.ON sin lagerverksamhet i REN00868 och Swedegas sin lagrings verksamhet i REN00605. 19 Anläggning avyttrades till Swedegas AB den 30 september 2011. Under år 2011redovisar E.ON sin lagerverksamhet i REN00868 och Swedegas sin lagrings verksamhet i REN00605. År 2010 redovisade Swedegas sin Line-Pack verksamhet i REN00605. År 2011 redovisas Swedegas Line-Pack verksamhet i REN00604. 20 EI R2008:16, s 30ff 21 Anskaffningsvärden i årsrapporterna baserar sig på den ekonomiska redovisningen och har värderats efter vad som sägs i Bokföringslagen (BFL) om den ekonomiska redovisningens hållande samt värdering av anläggningstillgångar enligt 4 kap. Årsredovisningslagen (1995:1554). Värderingen av tillgångarna ska göras enligt försiktighetsprincipen (2 kap. 4 p.3 ÅRL). Anskaffningsvärden är dessutom endast knutna till den redovisade juridiska personen och inte till den ursprungligt förvärvande juridiska personen. 23

de kostnadsökningar som uppstått sedan anläggningarna togs i bruk. Indexet finns för transmissionsnät och för distributionsnät. Tabell med indexserie för perioden 1985-2011 redovisas i bilaga 3. Formler för beräkning av nuanskaffningsvärde återfinns i bilaga 1. I årsrapporterna specificeras anläggningstillgångarna efter anskaffningsvärde, anskaffningsår och avskrivningstid. För att kunna beräkna nuanskaffningsvärdet för de olika redovisningsenheterna har innehavarna av redovisningsenheterna ombetts att komplettera med uppgifter om fördelningen av anläggningstillgångarna på reglermässiga anläggningskategorier och avskrivningstider enligt metoden beskriven i Ei:s rapport EI R2009:17 22. Dessa uppgifter avviker i vissa fall från gasnätsföretagens egna avskrivningstider och indelningar. Utgifter av betydelse för utveckling av det svenska naturgasnätet. I kapitalbasen ingår de anläggningar som används för överföring av naturgas. Enligt Ei:s metod kan också investeringsprojekt som ännu inte förverkligats tas med i kapitalbasen om särskilda förutsättningar föreligger. 23 Gasnätsföretag som vill ha med dessa utgifter i beräkningen av redovisnings enheternas kapitalbas får motivera detta och Ei gör därefter en bedömning i det enskilda fallet. Företagen ska dels redovisa hur utgiften anses utgöra ett främjande av gassystemets utveckling i sin helhet eller medverka till försörjningstryggheten och dels vilka perioder som utvecklingsutgifterna kommer att utnyttjas. 24 Inget av gasnätsföretagen har yrkat på att investeringsobjekt som inte har förverkligats ska ingå i kapitalbasen vid 2011 års rapportering. Kalkylränta för år 2011 För att kunna beräkna kapitalkostnaden utifrån kapitalbasens nuanskaffningsvärde använder Ei en kalkylränta. Kalkylräntan ska avspegla den ekonomiska risk som kapitalplaceraren tar och en rimlig avkastning på det investerade kapitalet. Avvägningar av kalkylräntans nivå görs med beräkningar enligt WACC-metoden 25. Beräkningsmetoden baserar sig på fördelningen mellan eget kapital och lånat kapital samt bedömda finansiella risker. Ei har låtit konsulten Ernst & Young AB genomföra en beräkning av kalkylränta för företag med verksamhet inom transmission, distribution samt lagring av naturgas i Sverige. Ytterligare information om beräkningsmetodik m.m. finns i Ernst & Young AB:s rapport. Se bilaga 4 samt Ei dnr 17-2011-103324. Rapporten är även publicerad på Ei:s hemsida. Resultatet av Ernst & Young AB:s beräkning av en skälig kalkylränta (WACC) för 2011 återges i tabell 3 nedan. Ernst & Young AB har bedömt ett 22 Tillsynsmetod för överföring och lagring av naturgas i Sverige Steg 2 (EI R2009:17). 23 Tillsynsmetod för överföring och lagring av naturgas i Sverige Steg 2 (EI R2009:17) kap. 4.3.2 s. 31f. 24 För att dessa utgifter ska kunna ingå i kapitalbasen ska de redovisas med samma förutsättningar som anges i Redovisningsrådets rekommendation RR15. I RR15 definieras utveckling, under punkten 7, som annan kunskap för att åstadkomma nya konstruktioner innan användning påbörjas. 25 Weighted Average Capital Cost 24

kalkylränteintervall för år 2011. Ei har valt att använda medelvärdet 6,35 procent vid beräkning av kapitalkostnader i denna rapport. Tabell 3 Kalkylränta enligt WACC-metoden Ernst & Young AB, real WACC före skatt Medelvärde Intervall, min Intervall, max År 2011 6,35 % 5,7 % 7,0 % Avskrivningstider för beräkning av kapitalkostnader För att kunna beräkna kapitalkostnaden behöver Ei också uppgift om anläggningarnas avskrivningstider. Vid beräkning av kapitalkostnaden har Ei utgått från de reglermässiga avskrivningstiderna som Ei tidigare bestämt för gasnätsanläggningar. 26 I Tabell 4 redovisas avskrivningstiderna. 27 Tabell 4 Reglermässig indelning av anläggningskomponenter och avskrivningstider Anläggningskomponenter Reglermässiga avskrivningstider (år) Transmissionsledningar 40 Distributionsledningar 40 M/R- stationer 20 Mätare 12 Stödsystem och system för övervakning 12 Lagerutrymme 40 Kompressor för lagret 25 Övriga maskiner och inventarier Samma som bokföringsmässig avskrivningstid Sammanvägt SCB index E84 för att värdera kapitalbas till nuanskaffningsvärde Efter det att det svenska naturgassystemet togs i bruk 1985 expanderade detta under c:a 20 år. Därefter har endast marginella investeringar genomförts. Detta medför att det inte föreligger tillräcklig information om priser för att anlägga gasnätsanläggningar för att kunna upprätta någon form av standardprislista liknande den som upprättas för elutrustningar i förhandsregleringen av elnät. För naturgasföretagen sker istället en nuanskaffningsvärdering genom indexuppräkning av ursprungliga anskaffningsutgifter alternativt bokförda anskaffningsvärden. SCB har tagit fram ett index som baseras på entreprenadindexet E84 och en lämplig sammanvägning av tillämpbara delindex (indexlittra). Det sammanvägda indexet är uppbyggt på kostnadsutvecklingen för entreprenadarbeten, material och projektering. Två index används, ett för transmissonsnätet och ett för distributionsnätet. Skillnaden är att transmissionsledningarna är högtrycksledningar och består av annat material än lågtrycksledningarna. Transmissionsledningarna har därför en annan kostnadsutveckling. Indexserierna och ingående indexlittra redovisas i bilaga 3. Den årliga utvecklingen av olika index redovisas i figur 6 nedan. 26 Jfr. EI R2008:16 och EI R2009:17. 27 Tillsynsmetod för överföring och lagring av naturgas i Sverige Steg 2 (EI R2009:17) Kap. 6 s. 49. 25

Figur 6 Utvecklingen av olika index med basår 1985 350 300 250 200 E84 Transmission E84 Distribution KPI Årsmedel FPI bas 1985 150 100 50 Linjär (E84 Transmission) Linjär (E84 Distribution) Linjär (E84 Distribution) Linjär (KPI Årsmedel) Linjär (FPI bas 1985) 0 Källa: SCB 4.2.3 Beräkning av löpande kostnader Den beräknade godkända intäkten består, förutom av kapitalkostnader, också av löpande kostnader. Ei har beräknat de löpande kostnaderna enligt följande metod. Löpande kostnader delas in i två kategorier, påverkbara och opåverkbara. De opåverkbara kostnaderna accepteras i sin helhet medan de påverkbara kostnaderna beräknas som ett genomsnitt av redovisningsenhetens historiska löpande kostnader under tillsynsåret och de tre föregående åren. Vid beräkning av nivån på de påverkbara löpande kostnaderna har Ei utgått från de löpande påverkbara kostnaderna som redovisningsenheten har haft under åren 2008-2011. För att eliminera penningvärdets påverkan av inflation räknas kostnaderna för vart och ett av åren 2008-2010 upp med utfallet av inflationen enligt kostnadsprisindex (KPI). De uppräknade kostnaderna summeras sedan med de beräknade påverkbara kostnaderna för år 2011 och delas därefter med fyra. På så vis erhålls en påverkbar löpande kostnad för år 2011 som jämnar ut årsvariationer i gasnätsföretagens kostnader. 28 Det bör noteras att det används två olika index i bedömning av gasnätsföretagens tariffer. För beräkning av kapitalbasens nuanskaffningsvärde används det sammanvägda entreprenadindexet E84 för att ta hänsyn till kostnadsutvecklingen vid anläggandet av gasledningar med tillhörande utrustning. Vid beräkning av gasföretagens löpande kostnader och intäkter över en fyraårsperiod används 28 Tillsynsmetod för överföring och lagring av naturgas i Sverige steg 2 (EI R2009:17) kap. 8.5 s. 55f. 26

förändringar i KPI för att erhålla jämförbara penningvärden. De olika indexen har olika utveckling beroende på att kostnadsutvecklingen vid förläggning av ledningsrör styrs av andra faktorer än konsumentpriserna. Av figur 6 framgår olika index utveckling med bas i år 1985 i jämförelse med fastighetspris index (FPI) för byggnader. Skillnaden kan förklaras av olika branschers utveckling och effektivisering. Definition av löpande kostnad Med löpande kostnader avses kostnader som uppstår vid bedrivande av gasnätsverksamhet och som inte är kapitalkostnader. Redovisningsenhetens löpande kostnader återfinns i årsrapportens resultaträkning under följande poster: Råvaror och förnödenheter (RR73120) Övriga externa kostnader (RR73130) Personalkostnader (RR73140) Jämförelsestörande poster 29 (RR73170) Övriga rörelsekostnader (RR73180). När utgångspunkt tas i naturgasnätsföretagens årsrapporter för år 2011 har följande poster exkluderats vid beräkning av löpande kostnader. Förändring av varulager (RR71120) Förändring av pågående arbete för annans räkning 30 (RR71130) Aktiverat arbete för egen räkning (RR71140). Anledningen till att dessa poster exkluderas är att vissa kostnader bokförs löpande och ingår som rörelsekostnader trots att dessa inte ska belasta årets resultat. För att de inte ska påverka resultatet har de tagits upp som intäkt och för att få en rättvisande bild av de reglermässiga kostnaderna dras de motsvarande beloppen som redovisats som intäkt i resultaträkningen bort. Exempelvis är aktiverat arbete för egen räkning sådana kostnader och avser det arbete som personalen lagt ner på egna investeringar. Dessa kostnader har aktiverats i balansräkningen som en del av investeringarna och ska inte belasta årets resultat. Den andra justeringen som görs är att de kostnader som anses vara opåverkbara dvs. de kostnader som nätägaren har för transporttjänster i överliggande nät. 31 Dessa exkluderas från de påverkbara löpande kostnaderna. Redovisning av löpande kostnader år 2011 Nedanstående tabeller (tabell 5-7) redovisar de poster som ingår i beräkningen av löpande kostnader. 29 Från och med 2009 års rapportering har posten Jämförelsestörande poster utgått. 30 Från och med 2009 års rapportering ingår posten i RR71120 Förändring av varulager. 31 Handbok, användarhandledning för redovisning av årsrapporter naturgasverksamhet 2010, s. 25. Dessa kostnader särredovisas i årsrapporten under kod NTN501 i not "Kostnadsspecifikation". 27

Tabell 5 Redovisning av påverkbara löpande kostnader Påverkbara löpande kostnader (PLK) RR73120 Råvaror och förnödenheter inkl. myndighetsavgifter RR73130 Övriga externa kostnader inkl. myndighetsavgifter RR73140 Personalkostnader RR73180 Övriga rörelsekostnader Avgår RR71120 Förändring av varulager Avgår RR71130 Förändring av pågående arbete för annans räkning Avgår RR71140 Aktiverat arbete för egen räkning Avgår NTN501 Kostnader för överliggande nät Summa löpande påverkbara kostnader Tabell 6 Redovisning av opåverkbara löpande kostnader Opåverkbara löpande kostnader (OLK) Kostnader för överliggande nät (NTN501) Myndighetsavgifter 32 (Ingår i påverkbara löpande kostnader vid 2011 års granskning) Summa löpande opåverkbara kostnader Med myndighetsavgifter avses avgifter enligt förordningen om vissa avgifter på naturgasområdet 33 såsom tillsynsavgifter och försörjningstrygghetsavgift samt avgifter enligt sprängämnesinspektionens föreskrifter om avgifter för inspektionens verksamhet 34. Vid inrapporteringen av årsrapporterna för år 2011 har inte myndighetsavgifterna konsekvent särredovisats och för att erhålla jämförbarhet mellan företagen har därför myndighetskostnaderna ingått som en del av de påverkbara löpande kostnaderna. Tabell 7 Redovisning av totala löpande kostnader Löpande kostnader (LK) Summa löpande påverkbara kostnader Summa löpande opåverkbara kostnader Summa löpande kostnader 4.3 Redovisade genomsnittliga intäkter i relation till beräknade intäkter På kort sikt har nätföretagen små möjligheter att korrigera sina tariffer på grund variationer i vädret och av antalet graddagar som inte går att förutse se vidare avsnitt 5.1För att jämna ut denna effekt har Ei i beräkningarna valt att jämföra intäkterna under en fyraårsperiod med den av Ei beräknade intäkten. Den fyraårsperiod som valts är densamma som de löpande påverkbara kostnaderna har beräknats utifrån (2008 2011) och uppräknad med KPI till 2011 års penningvärde. 32 Dessa kostnader förekommer i posterna Råvaror och förnödenheter samt Övriga externa kostnader. 33 SFS 2008:1330. 34 SÄIFS 1999:4. 28

4.4 Intäkter som understiger beräknade intäkter Om en redovisningsenhet har genomsnittliga intäkter under åren 2008-2011 som understiger den av Ei beräknade godkända intäkten avslutas granskningen. Anledningen är att Ei i dessa fall bedömt att ytterligare granskning inte är påkallad, om det inte framkommer särskilda skäl. Exempel på särskilda skäl kan vara att Ei anser att företaget redovisat bristfälliga uppgifter. 4.5 Intäkter som överstiger beräknade intäkter Om en redovisningsenhet har samlade genomsnittliga intäkter för åren 2008-2011 som överstiger den beräknade intäkten kommer Ei att gå vidare med en fördjupad granskning av skäligheten i gasnätsföretagets tariffer. I dessa fall finns det skäl att göra en mer omfattande granskning av företagets nättariffer och redovisade uppgifter. 29

5 Granskning av 2011 års intäkter Granskningen av gasnätsföretagens intäkter har genomförts för varje redovisningsenhet var för sig. Formler och nyckeltal som använts vid beräkningar enligt Ei:s metod redovisas i bilaga 1. 5.1 Redovisade överförda energimängder i relation till nettoomsättning Att gasnätsföretagens intäkter fluktuerar över åren beror till stor del på vädervariationer som leder till att en varierande mängd naturgas 35 överförs i naturgasnätet. Mängden naturgas som behövs för uppvärmning varierar beroende på utomhustemperaturen i förhållande till inomhustempraturen i bostäder och lokaler. Detta förhållande mäts i graddagar 36. SMHI:s mätningar visar att graddagarna var väsentligt färre under år 2011 än år 2010 i de geografiska områden där naturgas används för uppvärmning. Uppgifterna i årsrapporterna visar att mängden överförd energi har minskat under år 2011 jämfört med år 2010. från 43,8 TWh till 32,0 TWh vilket motsvarar en minskning med 27 %. Vid granskningen av 2011 års tariffer har Ei kunnat konstatera att intäkterna har minskat med 6 % medan den totala överförda energimängden har minskat med 27 %. En analys av de samlade intäkterna och överförd energimängd för de båda transmissionsföretagen som har varit verksamma under år 2011 visar att tarifferna har ett svagt samband med den överförda energi mängden. Detta tyder på att priserna för överföring av naturgas har ökat per Twh under år 2011 jämfört med år 2010. Detta samband visas i figur 7 nedan. 35 Överförd volym mäts i Nm 3. 36 Antalet graddagar under ett år är summan av dygnsmedeltemperaturernas avvikelser från en referenstemperatur. 30

Figur 7 Totala nettoomsättningen och överförd energimängd under år 2008 till 2011 för transmissionsföretag tkr 700 000 600 000 500 000 400 000 300 000 200 000 100 000 Twh 30,0 25,0 20,0 15,0 10,0 5,0 Total nettoomsättning, transmission RR7110 Överförd energimängd, transmission NTN171 0 2008 2009 2010 2011 0,0 Likaledes råder samma förhållanden för de samlade distributionsföretagen. Där korrelationen mellan överförd energimängd och distributionsföretagens nettoomsättning är svagare än motsvarande för transmissionsföretagen. Sambandet beskrivs i nedanstående figur 8. Figur 8 Totala nettoomsättningen och överförd energimängd under år 2008 till 2011 för distributionsföretag tkr 900 000 800 000 700 000 600 000 500 000 400 000 300 000 200 000 100 000 0 2008 2009 2010 2011 Twh 18,0 16,0 14,0 12,0 10,0 8,0 6,0 4,0 2,0 0,0 Total nettoomsättning, distribution RR7110 Överförd energimängd, distribution NTN171 En kortfattad sammanfattning är att tendensen under år 2011 är att priserna för överföring av gas har ökat hos distributionsföretagen. Detta indikeras av att den samlade nettoomsättningen inte har minskat i samma takt som den överförda energimängden har avtagit. För transmissionsföretagen kan samma tendens skönjas, dock är det inte lika tydligt. Strukturförändringarna i ägarskapet och ändringar i redovisningsenheternas verksamhet medför att åren 2010 och 2011 inte heller är fullt jämförbara. 31

5.2 Förändringar av redovisningsenheterna under år 2011 5.2.1 Swedegas AB övertagande av transmissionsledningar och lagringsanläggning Den 30 september övertog Swedegas AB ansvaret för E.ON Gas Sveriges AB:s del i stamledningsnätet och den lagringsanläggning som lokaliserat i Skallen, Halland. Dessutom ingick i affären de koncessionsrättigheter 37 som erhållits av E.ON för utvidgning av stamnätet. Vidare kommer under år 2011 lagringsverksamhet i rörledning s.k. line-pack att ingå som en del av transmissionsverksamheten. Tidigare år (2005 2010) har denna typ av lagringsverksamhet redovisats skilt från transmissionsverksamheten. E.ON Gas Sverige AB hade ingen affärsverksamhet rörande line-pack till skillnad från Swedegas AB och hade därför heller ingen redovisningsenhet för denna typ av verksamhet. Swedegas AB upphörde med denna typ av verksamhet under år 2011 och därmed sker heller igen redovisning av line-pack. För att öka jämförbarheten mellan år 2010 och 2011 har därför Swedegas AB:s redovisningsenheter för transmisson och lagring år 2010 slagits samman i denna rapport. Se vidare avsnitt 5.7. 5.2.2 Redovisningsenheter för transmissionsverksamhet Genom de förändringar som genomförts inom det svenska naturgassystemet kommer den ekonomiska redovisningen och den historiska jämförbarheten över åren att bryts under år 2011. Swedegas AB redovisar under år 2011 naturgassystemets hela transmissionsnät i REN00604. I bedömning av tarifferna får innehavaren av anläggningstillgångarna tillgodoräkna sig kapitalkostnaden för den period som anläggningen innehas dvs. för den del som skiftades mellan företagen. Fördelningen är att E.ON Gas Sverige AB får tillgodoräkna sig de kapitalkostnader som företaget haft under årets nio första månader. Swedegas AB får följaktligen tillgodoräkna sig kapitalkostnaderna för samma anläggningstillgångar de tre sista månaderna av år 2011. 5.2.3 Redovisningsenheter för lagringsanläggningar Den av Swedegas AB förvärvade lagringsanläggingen i Skallen kommer att ingå i olika redovisningsenheter utifrån varje ägares innehavsperiod, dvs 3 respektive 9 månader. E.ON Gas Sverige AB redovisar i REN00868 och Swedegas AB redovisar i REN00605. Fram till år 2010 omfattar REN00605 Swedegas AB:s verksamhet lagring i rörledning i form av line-pack men under år 2011 används samma redovisningsenhet tillfälligt för redovisning av lagring av naturgas i lagringsanläggningen i Skallen. Redovisningsenheten REN00868 kommer från och med nästa redovisningsår, 2012, åter att omfatta lagret i Skallen. Förändringar av redovisningsenheter i samband med Swedegas AB:s övertagande av E.ON Gas Sverige AB:s del av stamledningen i naturgassystemet samt lagret i Skallen lagret visas i figur 9. 37 Överlåtelsen omfattar även den beviljade koncessionen mellan Västra Segerstad och Torsvik i Jönköpings Län. Någon ledning har ännu inte färdigställts. Beviljad koncession gäller till och med 2015-03-17. 32

Figur 9 Förändringar av vissa redovisningsenheternas omfattning under perioden 2010-2012 2010 2011 T.om 30/9 Fr.om 1/10 2012 E.ON T REN00599 E.ON T REN00599 E.ON T REN00599 Återstående AnlT E.ON L REN00868 Skallen lagret E.ON L REN00868 Skallen lagret Swedegas T REN00604 Swedegas L REN00605 Line Pack Swedegas T REN00604 Trans + Line Pack Swedegas T REN00604 Trans + Line Pack Swedegas L REN00605 Skallen lagret Swedegas T REN00898 Trans + Line Pack Swedegas L REN00868 Skallen lagret Teckenförklaring T = Transmission L= Lager 5.3 E.ON Gas Sverige AB, Transmission REN00599 5.3.1 Allmänt om redovisningsenheten E.ON:s transmissionsnät med beviljade koncessioner såldes till Swedegas AB den 30 september 2011 således kan E.ON tillgodoräkna sig kapitalkostnader för innehavsperioden. Ei har som grund för beräkning av kapitalkostnaderna utgått från den utgående balansen från år 2010, vilket anses vara kapitalbasens ingående balans för år 2011. Någon redovisning från E.ON har inte erhållits. Under innehavstiden var E.ON:s transmissionsnät anslutet till Swedegas stamnät. Redovisningsenheten bestod av rörledningar som sträckte sig från Trelleborg i söder till Gnosjö i norr. En inledande studie och förprojektering har genomförts i syfte att fortsätta utbyggnaden av ledningsnätet till Jönköping och sedan vidare upp till mellansverige. Koncession har sökts och erhållits på del av sträckan. Denna koncessionsrättighet har som tidigare nämnts överlåtits till Swedegas AB. I tabell 8 redovisas några tekniska och ekonomiska nyckeltal som grundar sig på de årsrapporter som företaget har lämnat till Ei. Vissa anpassningar har gjorts till att E.ON innehaft anläggningarna del av året. 33

Tabell 8 Uppgifter ur den särskilda rapporten 2011 2010 Förändring i % Ledningslängd i km 230 230 Överförd volym angiven i Nm3 589 418 960 1 030 583 288-42,8% Överförd energimängd angiven i MWh 6 454 100 11 284 887-42,8% Antal uttagspunkter 43 43 0% Total nettoomsättning i tkr 285 453 335 778-15% Intäkt per km ledning i tkr/km 1 241 1 460-15% Intäkt per överförd energimängd i öre/kwh 4,4 3,0 48,6% Totalt kapital i tkr 503 839 503 839 0,0% Resultat efter finansiella poster exkl. räntekostnader i tkr -382 938 112 360-440,8% Räntabilitet på totalt kapital i tkr -76,00% 22,30% -440,8% 5.3.2 Beräkning av E.ON Gas Sverige AB:s intäkter från transmission Ei:s beräkning av redovisningsenhetens årliga medelintäkt under åren 2008 till 2011 uppgår till 291 782 tkr utifrån vad som redovisas i tabell 9. Metoden beskrivs närmare i avsnitt 4. Fördjupat material redovisas i bilaga 2, pkt. 1.1. Tabell 9 Sammanställning av beräkningar med Ei:s granskningsmetod i tkr 2011 2010 Förändring i % Anskaffningsvärde enligt årsredovisning 880 011 880 011 0,00% Kapitalbas NUAK 1 545 392 1 519 110 1,73% Kapitalkostnad 82 306 104 702-21,39% Löpande kostnader 287 821 200 574 43,50% Bedömda godkända intäkter enligt Ei 370 127 305 276 21,24% Genomsnittliga intäkter för perioden 2008-2011 291 782 272 415 7,11% Genomsnittliga intäkter i förhållande till bedömda godkända intäkter 79% 89% -11,66% Differens i tkr 78 345 32 861 138,41% Ei:s granskning visar att E.ON Gas Sverige AB:s genomsnittliga redovisade intäkter för transmission år 2008-2011 är 79 procent av den bedömda godkända intäkten. E.ON Gas Sverige AB har tidigare under år 2010 bytt redovisningsprinciper vilket har resulterat i att anskaffningsvärdena har justerats för transmissionstillgångarna avseende övervärden som uppstått i samband med fusioner samt nedskrivningar av lagertillgångar 38. Med hänsyn till att de genomsnittliga redovisade intäkterna understiger den bedömda godkända intäkten och Ei inte heller funnit att det finns andra skäl att fortsätta granskningen avser Ei att inte gå vidare med granskningen av E.ON Gas Sverige gasnätstariffer i transmissionsverksamheten för år 2011. 38 E.ON Gas Sverige, 2010 årsrapport Naturgas avsnittet förvaltningsberättelse. 34

5.4 E.ON Gas Sverige AB, Distribution REN00598 5.4.1 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 10 Uppgifter ur den särskilda rapporten 2011 2010 Förändring i % Ledningslängd i km 1 860 1 855 0,3% Överförd volym angiven i Nm3 665 582 359 870 959 361-23,6% Överförd energimängd angiven i MWh 7 288 122 9 537 005-23,6% Antal uttagspunkter 26 345 26 300 0,2% Total nettoomsättning i tkr 509 006 516 434-1,4% Intäkt per km ledning i tkr/km 273,66 278,40-1,7% Intäkt per överförd energimängd i öre/kwh 6,98 5,42 29,0% Totalt kapital i tkr 1 392 513 889 776 56,5% Resultat efter finansiella poster exkl. räntekostnader i tkr 144 718 119 763 20,8% Räntabilitet på totalt kapital i tkr 9,8% 12,4% -20,9% 5.4.2 Beräkning av E.ON Gas Sverige AB:s intäkter från distribution Ei beräknar redovisningsenhetens intäkter med metoden i avsnitt 4 till 560 973 tkr utifrån vad som redovisas i tabell 11. Fördjupat material redovisas i bilaga 2, pkt. 1.2. Tabell 11 Sammanställning av beräkningar med Ei:s granskningsmetod i tkr 2011 2010 Förändring i % Anskaffningsvärde enligt årsredovisning 1 516 963 1 516 962 0,00% Kapitalbas NUAK 3 057 420 2 895 988 5,57% Kapitalkostnad 221 206 203 469 8,72% Löpande kostnader 339 767 364 267-6,73% Bedömda godkända intäkter enligt Ei 560 973 567 737-1,19% Genomsnittliga intäkter för perioden 2008-2011 467 768 424 826 10,11% Genomsnittliga intäkter i förhållande till bedömda godkända intäkter 83% 75% 11,44% Differens i tkr 93 204 142 911-34,78% Ei:s granskning visar att E.ON Gas Sverige AB:s genomsnittliga redovisade intäkter för distribution år 2008-2011 är 83 procent av de bedömda godkända intäkten. E.ON Gas Sverige AB har tidigare under år 2010 bytt redovisningsprinciper vilket har resulterat i att anskaffningsvärdena har justerats för distributionstillgångarna 35

avseende övervärden som uppstått i samband med fusion samt nedskrivningar av lagertillgångar 39. Med hänsyn till att de genomsnittliga redovisade intäkterna understiger den bedömda godkända intäkten och Ei inte heller funnit att det finns andra skäl att fortsätta granskningen avser Ei att inte gå vidare med granskningen av E.ON Gas Sverige AB:s gasnätstariffer i distributionsverksamheten för år 2011. 5.5 E.ON Gas Sverige AB, Lagring REN00868 5.5.1 Allmänt om redovisningsenheten Lagringsanläggningen i berget Skallen ingick i försäljningen till Swedegas AB av E.ON:s anläggningar. Ytterliggare information om lagringsanläggningen finns under avsnitt 5.8. I och med Swedegas AB:s övertagande av anläggningen har det av redovisningstekniska skäl medfört att sista kvartalet redovisas under Swedegas AB:s redovisningsenhet REN00605. (Se vidare avsnitt 5.8) Tidigare under år 2010 har anskaffningsvärdena förändrats i samband med fusion och nedskrivning av lagertillgångar inom E.ON Gas Sverige AB:s redovisningsenheter. 40 Tabell 12 Uppgifter ur den särskilda rapporten 2011 2010 Förändring i % Ledningslängd i km 0 0 Överförd volym angiven i Nm3 9 211 628 14 473 169-36,4% Total nettoomsättning i tkr 13 588 18 731-27,5% Totalt kapital i tkr 286 459 337 858-15,2% Resultat efter finansiella poster exkl. räntekostnader i tkr -60 293 15 306-493,9% Räntabilitet på totalt kapital i tkr -21,3% 4,3% -599,2% 5.5.2 Beräkning av E.ON Gas Sverige AB:s intäkter från lagring Ei beräknar redovisningsenhetens intäkter enligt metoden i avsnitt 4 till 52 424 tkr utifrån vad som redovisas under avsnitt 4. Fördjupat material redovisas i bilaga 2, pkt 1.3. 39 E.ON Gas Sverige, 2010 årsrapport Naturgas avsnittet förvaltningsberättelse. 40 E.ON Gas Sverige, 2010 årsrapport Naturgas avsnittet förvaltningsberättelse. 36

Tabell 13 Sammanställning av beräkningar med Ei:s granskningsmetod i tkr 2011 2010 Förändri ng i % Anskaffningsvärde enligt årsredovisning 286 463 286 459 0,00% Kapitalbas NUAK 364 999 355 970 2,54% Kapitalkostnad 24 773 31 511-21,38% Löpande kostnader 27 651 5 839 373,59% Bedömda godkända intäkter enligt Ei 52 424 37 349 40,36% Genomsnittliga intäkter för perioden 2008-2011 16 403 17 740-7,54% Genomsnittliga intäkter i förhållande till bedömda godkända intäkter 31% 47% -34,13% Differens i tkr 36 021 19 609 83,69% Ei:s granskning visar att E.ON Gas Sverige AB:s genomsnittliga redovisade intäkter för lagring år 2008-2011 är 31 procent av den bedömda godkända intäkten. Med hänsyn till att de genomsnittliga redovisade intäkterna understiger den bedömda godkända intäkten och Ei inte heller funnit att det finns andra skäl att fortsätta granskningen avser Ei att inte gå vidare med granskningen av E.ON Gas Sverige AB:s gasnätstariffer i lagringsverksamheten för år 2011. 5.6 Göteborg Energi Gasnät AB, Distribution REN00606 5.6.1 Allmänt om redovisningsenheten Göteborg Energi Gasnät AB är dotterbolag till Göteborg Energi AB som i sin tur är ett helägt dotterbolag till Göteborgs Kommunala Förvaltnings AB. Bolaget anlägger, äger och förvaltar naturgasledningar samt övriga anläggningar i anslutning till distribution av naturgas såsom reducerings- och kompressorstationer, abonnentcentraler, mätare m.m. Bolaget överför gas till kunder i Göteborgsområdet för bl.a. uppvärmning och processändamål. Bolaget började bedriva verksamheten under år 2005 då det anskaffade gasnätet från Göteborg Energi AB. 41 Under åren 2008 och 2009 har företaget konverterat stadsgasnätet till överföring av naturgas. Från och med år 2010 är det konverterade f.d. stadsgasnätet en del av naturgasnätet. 41 Årsrapport 2010, förvaltningsberättelsen. 37

Tabell 14 Uppgifter ur den särskilda rapporten 2011 2010 Förändring i % Ledningslängd i km 334 344-2,9% Överförd volym angiven i Nm3 290 870 775 369 954 338-21,4% Överförd energimängd angiven i MWh 3 183 000 4 051 000-21,4% Antal uttagspunkter 8 707 9 073-4,0% Total nettoomsättning i tkr 156 748 163 027-3,9% Intäkt per km ledning i tkr/km 469,31 473,92-1,0% Intäkt per överförd energimängd i öre/kwh 4,92 4,02 22,4% Totalt kapital i tkr 301 283 320 926-6,1% Resultat efter finansiella poster exkl. räntekostnader i tkr 25 248 23 984 5,3% Räntabilitet på totalt kapital i tkr 6,9% 6,1% 14,5% 5.6.2 Särskilda omständigheter Företaget har framfört att de anser att årsrapporterna kan användas i granskningen av gasnätstariffer men att anskaffningsvärdena i årsrapporterna har brister som påverkar beräkning av nuanskaffningsvärdet på kapitalbasen. Anledningen till detta är att anskaffningsvärdena är från när bolaget startade år 2005 och visar därför inte de ursprungliga anskaffningsvärdena. Företaget har därför även redovisat och, verifierat de ursprungliga anskaffningsvärdena. Ei har därför beslutat att utgå från dessa. 5.6.3 Beräkning av Göteborg Energi Gasnät AB:s intäkter från distribution Ei beräknar redovisningsenhetens intäkter enligt metoden i avsnitt 4 till 165 437 tkr utifrån vad som redovisas i tabell 15. Fördjupat material redovisas i bilaga 2, pkt 1.4. Tabell 15 Sammanställning av beräkningar med Ei:s granskningsmetod i tkr 2011 2010 Förändring i % Anskaffningsvärde enligt årsredovisning 476 942 461 155 3,42% Kapitalbas NUAK 915 989 618 824 48,02% Kapitalkostnad 68 139 46 471 46,63% Löpande kostnader 110 652 119 847-7,67% Bedömda godkända intäkter enligt Ei 178 791 166 319 7,50% Genomsnittliga intäkter för perioden 2008-2011 153 972 151 693 1,50% Genomsnittliga intäkter i förhållande till bedömda godkända intäkter 86% 91% -5,36% Differens i tkr 24 819 14 626 69,69% Ei:s granskning visar att Göteborg Energi Gasnät AB:s genomsnittliga redovisade intäkter för distribution år 2008-2011 är 86 procent av den bedömda godkända intäkten. 38

Med hänsyn till att de genomsnittliga redovisade intäkterna understiger den bedömda godkända intäkten och Ei inte heller funnit att det finns andra skäl att fortsätta granskningen avser Ei att inte gå vidare med granskningen av Göteborg Energi Gasnät AB:s gasnätstariffer i distributionsverksamheten för år 2011. 5.7 Kraftringen Nät AB, Distribution REN0000887 5.7.1 Allmänt om redovisningsenheten Kraftringen Nät AB (f.d. Lunds Energi AB, REN00327) är ett helägt dotterbolag till Lunds Energikoncernen AB. Lunds Energikoncernen AB ägs av Kraftringen AB som i sin tur ägs av Lunds, Eslövs, Hörbys och Lommas kommuner. Bolaget övertog verksamheten avseende överföring av naturgas från moderbolaget Lunds Energikoncernen AB den 1 januari 2005. Tabell 16 Uppgifter ur den särskilda rapporten 2011 2010 Förändring i % Ledningslängd i km 180 179 0,6% Överförd volym angiven i Nm3 47 788 838 58 474 999-18,3% Överförd energimängd angiven i MWh 522 994 640 570-18,4% Antal uttagspunkter 1 976 1 987-0,6% Total nettoomsättning i tkr 45 198 51 576-12,4% Intäkt per km ledning i tkr/km 251,10 288,13-12,9% Intäkt per överförd energimängd i öre/kwh 8,64 8,05 7,3% Totalt kapital i tkr 48 609 52 357-7,2% Resultat efter finansiella poster exkl. räntekostnader i tkr 14 694 9 786 50,2% Räntabilitet på totalt kapital i tkr 28,4% 16,0% 77,2% 5.7.2 Beräkning av Kraftringen Nät AB:s intäkter från distribution Ei beräknar redovisningsenhetens intäkter enligt metoden i avsnitt 4 till 48 272 tkr utifrån vad som redovisas i tabell 17. Fördjupat material redovisas i bilaga 2, pkt 1.5. Tabell 17 Sammanställning av beräkningar med Ei:s granskningsmetod i tkr 2011 2010 Förändring i % Anskaffningsvärde enligt årsredovisning 126 026 123 603 1,96% Kapitalbas NUAK 271 078 254 470 6,53% Kapitalkostnad 20 409 18 634 9,53% Löpande kostnader 27 863 39 835-30,05% Bedömda godkända intäkter enligt Ei 48 272 58 468-17,44% Genomsnittliga intäkter för perioden 2008-2011 46 249 45 278 2,14% Genomsnittliga intäkter i förhållande till bedömda godkända intäkter 96% 77% 23,72% Differens i tkr 2 024 13 190-84,66% 39

Ei:s granskning visar att Kraftringen Nät AB:s genomsnittliga redovisade intäkter för distribution år 2008-2011 är 96 procent av den bedömda godkända intäkten. Med hänsyn till att de genomsnittliga redovisade intäkterna understiger den bedömda godkända intäkten och Ei inte heller funnit att det finns andra skäl att fortsätta granskningen avser Ei att inte gå vidare med granskningen av Kraftringen Nät AB:s gasnätstariffer i distributionsverksamheten för år 2011. 5.8 Swedegas AB, Transmission REN00604 5.8.1 Allmänt om redovisningsenheten Swedegas AB äger och driver stamledningen för transport av naturgas från Dragör i Danmark till Stenungssund. Till Swedegas stamnät är anslutet: E.ON Gas Sverige AB, distribution Kraftringen Nät AB Göteborgs Energi Gasnät AB Varberg Energi AB Öresundskraft AB Gaslagret i berget Skallen Direktanslutna kunder Swedegas AB ägs av Narob AB som i sin tur ägs av Narob Holding AB och därefter i sin tur ägs av EQTs infrastrukturfond. Tabell 18 Uppgifter ur den särskilda rapporten 2011 2010 Förändring i % Ledningslängd i km 620 390 59,0% Överförd volym angiven i Nm3 1 226 836 453 1 553 421 422-21,0% Överförd energimängd angiven i MWh 13 440 813 17 019 660-21,0% Antal uttagspunkter 8 7 14,3% Total nettoomsättning i tkr 277 459 274 822 1,0% Intäkt per km ledning i tkr/km 447,51 704,67-36,5% Intäkt per överförd energimängd i öre/kwh 2,06 1,61 27,8% Totalt kapital i tkr 1 931 511 860 435 124,5% Resultat efter finansiella poster exkl. räntekostnader i tkr 125 485 147 963-15,2% Räntabilitet på totalt kapital i tkr 6,2% 15,3% -59,4% 5.8.2 Särskilda omständigheter Under tidigare redovisningsår har det funnits en särskild redovisningsenhet där line-pack redovisats (REN00605). Genom de förändringar som genomförts enligt propositionen Naturgasfrågor (2012/13:85) avseende lagring av gas rörledning kommer dessa intäkter att ingå i transmissionsverksamheten. Därför utgår den särskilda redovisningsenheten för line-pack verksamhet, REN00605. 40

Företaget har under 1990-talet skrivit ned anläggningarnas värde till noll. Därefter har anläggningarna skrivits upp igen till samma värde som innan nedskrivningen. Efter uppskrivningen av anläggningstillgångarna så har detta medfört att företaget endast gör restvärdesavskrivningar vilket innebär att anläggningarna aldrig kommer att skrivas av fullständigt. 42 I årsrapporten 2011 har anläggningstillgångarna redovisats till ett enda aggregerat värde. För Ei:s beräkningar behövs en uppdelning på anskaffningsår, anskaffningsvärde och anläggningskategori. Företaget har därför till Ei redovisat detta. Ei har med stöd av de redovisade uppgifterna kunnat fördela anläggningstillgångarna på de reglermässiga avskrivningstiderna, se tabell 19. 5.8.3 Beräkning av Swedegas AB:s intäkter från transmission Ei beräknar redovisningsenhetens intäkter enligt metoden i avsnitt 4 till 565 935 tkr utifrån vad som redovisas i tabell 19. Hänsyn har tagits till att Swedegas AB har ägt hela stamnätet under endast en del av året. Fördjupat material redovisas i bilaga 2, pkt 1.6. De samlade anläggningstillgångarna har redovisats i två tabeller. Den ena visar de anläggningstillgångar som företaget haft rådighet över hela verksamhetsåret, tabell 1.6.1. Den andra tabellen, 1.6.2, redovisar de anläggningstillgångar som företaget endast haft rådighet över under en viss del av verksamhetsåret. I tabell redovisas den samlade redovisningen av kapital- och löpande kostnader i jämförelse med den av Ei beräknade intäkten enligt Ei:s metod. Tabell 19 Sammanställning av beräkningar med Ei:s granskningsmetod i tkr 2011 2010 Förändring i % Anskaffningsvärde enligt årsredovisning 3 474 151 1 728 597 100,98% Kapitalbas NUAK 7 337 626 3 963 025 85,15% Kapitalkostnad 442 438 272 543 62,34% Löpande kostnader 123 496 75 842 62,83% Bedömda godkända intäkter enligt Ei 565 935 348 385 62,45% Genomsnittliga intäkter för perioden 2008-2011 255 037 239 998 6,27% Genomsnittliga intäkter i förhållande till bedömda godkända intäkter 45% 69% -34,58% Differens i tkr 310 897 101 680 205,76% För att få jämförbarhet med år 2010 har ovanstående uppgifter i tabell 19 justerats att även inkludera Swedegas AB:s line-pack verksamhet för år 2010. I Swedegas fall har oklarheter i redovisningen i årsrapporten medfört att Swedegas AB har fått redovisa kompletterande underlag till Ei. Ei avser att fortsättningsvis begära kompletterande uppgifter avseende fördelningen av anläggningstillgångarna efter reglermässig komponentindelning samt anskaffningsvärde och år. 42 Uppskrivningsfonden, under bundet eget kapital, redovisas för 2010 till 164 452 tkr (192 911 tkr, 2009). 41

Ei:s granskning visar att Swedegas AB:s genomsnittliga redovisade intäkter för transmission år 2008-2011 är 45 procent av den bedömda godkända intäkten. Med hänsyn till att de genomsnittliga intäkterna för åren 2008-2011 understiger den bedömd godkända intäkten och Ei inte heller funnit att det finns andra skäl att fortsätta granskningen avser Ei att inte gå vidare med granskningen av Swedegas AB:s gasnätstariffer i transmissionsverksamheten för år 2011. 5.9 Swedegas AB, Lagring REN00605 5.9.1 Allmänt om redovisningsenheten Swedegas AB:s anläggning för lagring av naturgas är inrymd i berget Skallen nordväst om Halmstad. Anläggningen består i princip av en stålcylinder för lagring av gas som är placerad i ett bergrum. Gas lagras till ett tryck upp till 200 bar och vid detta tryck kan 10 miljoner m 3 lagras. Gaslagret är anslutet direkt till transmissionsnätet. Swedegas AB har under år 2011 endast haft inmatning i gaslagret och således har ingen utmatning skett från anläggningen. Detta framgår av tabell 20 där detta redovisas som överförd volym. Tabell 20 Uppgifter ur den särskilda rapporten 2011 Överförd volym angiven i Nm3 0 Total nettoomsättning i tkr 2 625 Totalt kapital i tkr 12 487 Resultat efter finansiella poster exkl. räntekostnader i tkr 1 562 Räntabilitet på totalt kapital i tkr 12,5% 5.9.2 Särskilda omständigheter I denna redovisningsenhet (REN00605) redovisas under år 2011 endast lagring av gas i den särskilda lagringsanläggningen och då för den del av året som Swedegas AB haft rådighet över anläggningen. Under övriga delen av året redovisas den anläggning av E.ON Gas Sverige AB under redovisningsnummer REN00868, se vidare avsnitt 5.4. Någon redovisning av line-pack redovisas inte under denna redovisningsenhet detta år. I avsnittet om Swedegas AB, Transmission se avsnitt 5.7 har redogjorts för de övriga särskilda omständigheter som råder i verksamheten. 5.9.3 Beräkning av Swedegas AB:s intäkter från lagringsverksamhet Ei beräknar redovisningsenhetens intäkter enligt metoden i avsnitt 4 till 12 366 tkr utifrån vad som redovisas i tabell 21. Fördjupat material redovisas i bilaga 2, pkt. 1.7. 42

Tabell 21 Sammanställning av beräkningar med Ei:s granskningsmetod i tkr 2011 Anskaffningsvärde enligt Swedegas AB 286 459 Kapitalbas NUAK 370 602 Kapitalkostnad 8 258 Löpande kostnader 4 108 Bedömda godkända intäkter enligt Ei 12 366 Genomsnittliga intäkter för perioden 2008-2011 3 073 Genomsnittliga intäkter i förhållande till bedömda godkända intäkter 25% Differens i tkr 9 292 Ei:s granskning visar att Swedegas AB:s genomsnittliga redovisade intäkter för lagring år 2008-2011 är 25 procent av de bedömda godkända intäkten. Med hänsyn till att de genomsnittliga redovisade intäkterna understiger den bedömda godkända intäkten och Ei inte heller funnit att det finns andra skäl att fortsätta granskningen avser Ei att inte gå vidare med granskningen av Swedegas AB:s gasnätstariffer i lagringsverksamheten för år 2011. 5.10 Varberg Energi AB, Distribution REN00329 5.10.1 Allmänt om redovisningsenheten Varberg Energi AB:s distributionsnät är anslutet till Swedegas AB:s stamnät. Tabell 22 Uppgifter ur den särskilda rapporten 2011 2010 Förändring i % Ledningslängd i km 67 71-5,6% Överförd volym angiven i Nm3 4 602 278 4 744 426-3,0% Överförd energimängd angiven i MWh 49 781 51 971-4,2% Antal uttagspunkter 277 274 1,1% Total nettoomsättning i tkr 6 211 6 556-5,3% Intäkt per km ledning i tkr/km 92,70 92,34 0,4% Intäkt per överförd energimängd i öre/kwh 12,48 12,61-1,1% Totalt kapital i tkr 10 556 14 173-25,5% Resultat efter finansiella poster exkl. räntekostnader i tkr -132 642-120,6% Räntabilitet på totalt kapital i tkr -4,2% 2,2% -294,2% 5.10.2 Beräkning av Varberg Energi AB:s intäkter från distribution Ei beräknar redovisningsenhetens intäkter enligt metoden i avsnitt 4 till 9 913 tkr utifrån vad som redovisas i tabell 23. Fördjupat material redovisas i bilaga 2, pkt 1.8. 43

Tabell 23 Sammanställning av beräkningar med Ei:s granskningsmetod i tkr 2011 2010 Förändring i % Anskaffningsvärde enligt årsredovisning 33 994 33 334 1,98% Kapitalbas NUAK 63 144 59 185 6,69% Kapitalkostnad 4 648 4 224 10,04% Löpande kostnader 5 266 5 291-0,47% Bedömda godkända intäkter enligt Ei 9 913 9 514 4,19% Genomsnittliga intäkter för perioden 2008-2011 7 228 7 476-3,31% Genomsnittliga intäkter i förhållande till bedömda godkända intäkter 73% 79% -7,20% Differens i tkr 2 685 2 039 31,72% Ei:s granskning visar att Varberg Energi AB:s genomsnittliga redovisade intäkter för distribution år 2008-2011 är 73 procent av de bedömda godkända intäkten. Med hänsyn till att de genomsnittliga redovisade intäkterna understiger den bedömda godkända intäkten och Ei inte heller funnit att det finns andra skäl att fortsätta granskningen avser Ei att inte gå vidare med granskningen av Varberg Energi AB:s gasnätstariffer i distributionsverksamheten för år 2011. 5.11 Öresundskraft, Distribution REN00859 5.11.1 Allmänt om redovisningsenheten Öresundskraft AB:s båda distributionsnät är anslutna till Swedegas AB:s transmissionsnät. Distributionsnäten omfattar transport av gas i Helsingborg respektive i Ängelholm. Tabell 24 Uppgifter ur den särskilda rapporten 2011 2010 Förändring i % Ledningslängd i km 267 267 0,0% Överförd volym angiven i Nm3 91 479 283 112 282 943-18,5% Överförd energimängd angiven i MWh 1 030 169 1 230 331-16,3% Antal uttagspunkter 2 303 2 374-3,0% Total nettoomsättning i tkr 70 111 82 322-14,8% Intäkt per km ledning i tkr/km 262,59 308,32-14,8% Intäkt per överförd energimängd i öre/kwh 6,81 6,69 1,7% Totalt kapital i tkr 106 672 119 886-11,0% Resultat efter finansiella poster exkl. räntekostnader i tkr 18 457 27 370-32,6% Räntabilitet på totalt kapital i tkr 16,9% 22,5% -24,8% 44

5.11.2 Särskilda omständigheter Öresundskraft AB har tidigare förvärvat gasnätet i Ängelholm. De ursprungliga anskaffningsvärdena har använts och dessutom har Ei utgått från de ursprungliga anskaffningsvärdena som användes innan bolagiseringen skedde år 1990. 5.11.3 Beräkning av Öresundskraft AB:s intäkter från distribution Ei beräknar redovisningsenhetens intäkter med metoden i avsnitt 4 till 77 074 tkr utifrån vad som redovisas i tabell 25. Fördjupat material redovisas i bilaga 2, pkt. 1.9. Tabell 25 Sammanställning av beräkningar med Ei:s granskningsmetod i tkr 2011 2010 Förändring i % Anskaffningsvärde enligt årsredovisning 243 468 211 320 15,21% Kapitalbas NUAK 443 666 327 115 35,63% Kapitalkostnad 32 183 22 995 39,96% Löpande kostnader 44 891 47 455-5,40% Bedömda godkända intäkter enligt Ei 77 074 70 450 9,40% Genomsnittliga intäkter för perioden 2008-2011 68 536 64 680 5,96% Genomsnittliga intäkter i förhållande till bedömda godkända intäkter 89% 92% -3,15% Differens i tkr 8 538 5 770 47,98% Ei:s granskning visar att Öresundskraft AB:s genomsnittliga redovisade intäkter för distribution år 2008-2011 är 89 procent av den bedömda godkända intäkten. Med hänsyn till att de genomsnittliga redovisade intäkterna understiger den bedömda godkända intäkten och Ei inte heller funnit att det finns andra skäl att fortsätta granskningen avser Ei att inte gå vidare med granskningen av Öresundskraft AB:s gasnätstariffer i distributionsverksamheten för år 2011. 5.12 Utfallet av 2011 års granskning Ei har granskat samtliga redovisningsenheters intäkter för år 2011 med den metod som Ei presenterat i avsnitt 4. Ingen av de granskade redovisningsenheterna har en samlad genomsnittlig redovisad intäkt för 2008-2011 som överstiger den beräknade intäkten enligt Ei:s beräkningsmetod. Ei avser därför inte inleda någon fördjupad granskning av gasnätstariffer för år 2011. De beräkningsmetoder som Ei hittills har tillämpat vid bedömningarna av tariffernas skälighet i efterhand kommer sannolikt att förändras till kommande års granskningar. Riksdagen har antagit ändringar om förändringar i naturgaslagen (2005:403) som bland annat kommer att innebära förhandsreglering av naturgasföretagens nättariffer. Lagen träder i kraft 1 juni 2013 och första tillsynsperioden är från och med 1 januari år 2015 till 31 december 2018. De närmare reglerna och metoderna för hur intäktsramarna ska fastställas inför den första reglerperioden kommer att fastställas under 2013 och inledningen av 2014. Vidare innebär detta att efterhandsgranskning av gasnätsföretagens tariffer kommer tillämpas för åren 2012, 2013 och 2014. Beroende av det närmare 45

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

Bilaga 1 Formler för beräkning av gasnätsföretagens intäkter enligt metoden Granskningen sker i följande steg Ei sammanställer en genomsnittlig redovisad intäkt (2008-2011) utifrån årsrapporterna för varje redovisningsenhet. Ei beräknar en intäkt för varje redovisningsenhet. Ei:s beräknade intäkt jämförs med varje redovisningsenhets genomsnittliga redovisade intäkt för de fyra senaste åren. De redovisningsenheter som har en genomsnittlig redovisad intäkt som understiger den beräknade intäkten granskas inte ytterligare om det inte framkommer särskilda skäl. Om det finns särskilda skäl vidtar en fördjupad granskning. De företag som har en redovisad genomsnittlig intäkt som överstiger den beräknade intäkten blir föremål för en fördjupad företagsspecifik granskning. En fördjupad granskning avslutas genom att Ei bedömer om gasnätstarifferna är rimliga. En orimlig intäkt leder till justering av gasnätstarifferna. Ei:s beräkning av intäkter för år 2011 utgår ifrån 2011 års penningvärde. Beräkningen av intäkterna sker i sex steg: 1 Beräkning av nuanskaffningsvärde (NUAK) Beräkning av kapitalkostnaderna med real annuitet för år 2011 Beräkning av den genomsnittliga löpande påverkbara kostnaden för perioden 2008 2011 samt beräkning av de löpande opåverkbara kostnaderna för år 2011. Summering av kapital- och löpande kostnader. Beräkning av redovisade genomsnittliga intäkter för perioden 2008-2011. Beräknade intäkter stäms av mot redovisade genomsnittliga intäkter Formler för beräkning av 2011 års intäkter Nedan följer en beskrivning av de formler som har använts för att beräkna en intäkt för gasnätsföretagen för år 2011. Beräkning av nuanskaffningsvärde (NUAK) Formel 1 Formel för att beräkna NUAK värde för anläggningstillgångarna med avseende på anskaffningsår S:a anläggningskategoriernas anskaffningsvärde för varje anskaffningsår * *Sammanvägt IndexE842010/anskaffningsåret= NUAK2011 Anskaffningsvärdet hämtas från årsrapporterna 2011 samt de kompletteringar som varje redovisningsenhet har gjort gällande fördelningar av anskaffningsvärden på 47

olika anläggningskategorier och anskaffningsår. Motsvarande beräkningar har genomförts om ursprungliga anskaffningsvärden har redovisats av företagen. Med Index E84 avses det av SCB framtagna och årliga uppdaterade sammanvägda E84-indexet för naturgasnät i Sverige. Utifrån skillnaderna mellan indextal för olika år framräknas en påslagskoefficient. Exempel på beräkning av NUAK Om det samlade anskaffningsvärdet är 100 tkr för anläggningar i en anläggningskategori i ett distributionsföretag år 2000 så utgör anläggningarnas nuanskaffningsvärde för detta år 154,8 tkr: Formel 2 Exempel på beräkning av NUAK NUAK2011 = Anskaffningsvärde2000 *indexe842000/2011 = 100 * 1,548 = 154,8 tkr Beräkning av kapitalkostnad med real annuitet för år 2011 Formel 3 Beräkning av kapitalkostnaden som real annuitet WACC NUAK * = Kapitalkos tnad 2011per anläggningskategori avskrivningstiden (1 (WACC + 1)) Summa kapitalkos tnader = Kapitalkos tnad RA2011per anläggningskategori RA2011 Beräkningen av kapitalkostnaden utgår från tre huvudsakliga parametrar Beräknad nuanskaffningskostnad (NUAK) för anläggningstillgångarna per anläggningskategori och avskrivningstid Avkastningen på investerat kapital dvs. kalkylräntan beräknad med WACCmetoden Reglermässiga avskrivningstider för respektive anläggningskategori Med parametern - avskrivningstid används det negativa värdet av den reglermässiga avskrivningstiden 43 för respektive anläggningskategori. 44 Med WACC menas kalkylräntan som beräknas enligt WACC-metoden se vidare vad som redovisats under avsnitt kap. 4.3.2. För år 2011 är kalkylräntan 6,35 procent före skatt. Beräkning av löpande kostnad för år 2011 Beräkning av löpande påverkbara kostnader för år 2011 För att erhålla löpande påverkbara kostnader för år 2011 utgår beräkningarna från ett genomsnitt av de löpande påverkbara kostnaderna under fyra år (2008 2011) enligt nedanstående formel RA2011 per anläggningskategori 43 Med avskrivningstid menas i detta sammanhang det antal fördelningsår som används för varje anläggningskategori. Ex. för kategorin mätare fördelas anskaffningsvärdet på 12 år. 44 Tillsynsmetod för överföring och lagring av naturgas i Sverige steg 2 (EI R2009:17) kap 6 s. 49 tabell 2. 48

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

Redovisningsenheternas bedömda godkända intäkter stäms av mot deras redovisade intäkter för 2008-2011 Avstämning av bedömda godkända intäkter för 2011 mot genomsnittliga redovisade intäkter för perioden 2008-2011 Formel 8 Beräkning av redovisade genomsnittliga intäkter under 2008-2011 RI2008/2011 + RI 2009/ 2011 + RI2010/ 2011 + RI2011/ 2011 Redovisade genomsnittliga intäktersnitt2011 = 4 RI innebär redovisade intäkter För uppräkning av åren före år 2011 till 2011 års penningvärde har uppräkning skett med KPI för vart och ett av åren. Exempelvis för att räkna upp ett belopp från åren 2008 till 2011 års penningvärde har en uppräkning skett med förändringen i KPI under tre (3) år enligt följande: Formel 9 Exempel på uppräkning från 2008 års penningvärde till 2011 års penningvärde Redovisade intäkter 2008/2011 = Redovisade intäkter2008 * KPI 2008 2011 Motsvarande beräkningar görs även för åren 2009 2010 Formel 10 Genomsnittliga redovisade intäkter jämfört med beräknade intäkter Genomsnittliga redovisade intäkter Bedömda godkända intäkter 2011 2008-2011 = Genomsnittliga int äkter i förhållande till bedömda godkända intäkter 2011 Ei har sammanställt redovisningsenhetens genomsnittliga redovisade intäkter genom att summera årsrapportens poster (RR7101), anslutningsintäkter (RR7102), engångsintäkter (RR7103) och övriga rörelseintäkter (RR71150). De beräknade intäkterna stäms därefter av mot de redovisade intäkterna. Skillnaden mellan de beräknade intäkterna och de redovisade intäkterna anges i procent. Om relationen är mer än 100 procent har gasnätsföretaget högre intäkter än den beräknade intäkten enligt Ei:s beräkningsmetod. 50

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

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

1.1 E.ON Gas Sverige AB, Transmission REN00599 1.1.1 Underlag för beräkning av kapitalkostnad i tkr Avskriv.tid Anskaff år 0 0 0 12 20 25 40 S:a anskaff. värde Index E84 S:a nuvärde -1985 1 877 - - - 15 368-189 147 206 392 100,0 610 246 1986 124 - - - 1 050-66 819 67 993 104,8 191 781 1987 75 - - - 2 160-14 783 17 018 108,9 46 199 1988 171 839 - - 648-25 082 26 740 120,3 65 742 1989 257 - - - 1 516-6 602 8 375 133,0 18 616 1990 10 - - - 61-1 191 1 262 142,4 2 620 1991 - - - - 2 069-143 289 145 358 148,7 288 972 1992 - - - - 117-7 678 7 795 153,5 15 013 1993-9 129 - - 13-502 9 644 157,8 18 067 1994 - - - - - - 4 376 4 376 162,3 7 972 1995 - - - - 257-714 971 181,2 1 584 1996 14 - - - - - 507 521 190,6 808 1997 - - - - 386-9 285 9 671 190,8 14 988 1998 70 - - - 172-1 081 1 323 200,2 1 954 1999 178 - - - 375-1 141 1 694 197,3 2 538 2000-17 - - 27-4 48 212,6 67 2001-887 - - 171-9 428 10 486 221,4 14 007 2002 65 911 - - 3 619-132 458 137 053 236,1 171 659 2003 49 167 293 - - 3 761-15 050 68 271 240,6 83 911 2004 33 289 712 - - 5 509-5 746 45 256 233,9 57 216 2005 46 731 169 - - 3 576-10 300 60 776 252,0 71 297 2006 209 - - 1 106 3 585-4 168 9 068 250,6 10 699 2007 3 145 - - 177 1 703 - - 5 025 270,8 5 487 2008 - - - 734 14 904-193 15 831 290,4 16 120 2009 105 - - - 4 721-10 516 15 342 288,4 15 731 2010 - - - - 3 722 - - 3 722 290,6 3 786 2011 0 0 295,7 0 Summa 135 487 12 957 0 2 017 69 490 0 660 060 880 011 1 737 080 53

1.1.2 Underlag för beräkning av löpande kostnader i tkr Kod Påverkbara kostnader 2011 2010 2009 2008 RR73111 Råvaror och förnödenheter 0 0 RR73120 Råvaror och förnödenheter 181 910 173823 135 264 116 631 RR73130 Övriga externa kostnader 14325 18802 19 228 16 616 RR73140 Personalkostnader 9129 17397 20 397 14 473 RR73170 Jämförelsestörande poster 0 0 0 RR73180 Övriga rörelsekostnader 323548 0 0 Delsumma 528 912 210 022 174 889 147 720 RR71120 Avgår Förändring av varulager 0 0 0 RR71130 Avgår Förändring av pågående arbete för annans räkning 0 0 0 RR71140 Avgår Aktiverat arbete för egen räkning 12 119 491 460 Delsumma 528 900 209 903 174 398 147 260 NTN501 Avgår Kostnader för överliggande nät 165 729 162 885 135 264 116 631 NTN516 Avgår Myndighetsavgifter 1 729 628 Summa påverkbara kostnader 361 442 46 390 39 134 30 629 S:a löp kost inflationsjusterat till 2011 nivå 361 442 47 608 40 671 31 731 Genomsnittliga påverkbara kostnader 120 363 38 028 36 217 Opåverkbara kostnader 2010 2010 2009 2008 NTN501 Kostnader för överliggande nät 165 729 162 885 135 264 116 631 NTN516 Myndighetsavgifter 1 729 628 Summa opåverkbara kostnader 167 458 163 513 135 264 116 631 Andel kostnad för överliggande nät jfr totala löpande kostnader 58% 81% Genomsnittlig kostnad/ år under perioden 2008-2011 287 821 201 541 54

1.1.3 Underlag för beräkning av genomsnittliga redovisade intäkter i tkr Kod Intäkter 2011 2010 2009 2008 RR7110 Total nettoomsättning 285 453 335 778 304 189 213 269 S:a intäkter i 2011 års penningvärde index KPI 285 453 344 595 316 137 220 943 Genomsnittliga intäkter per år för perioden 2008-2011 291 782 279 529 1.1.4 Utfall enligt Ei:s metod år 2011 i tkr Avskriv.tid Anskaff år 0 0 12 20 25 40 S:a eller % Innehavstid i del av år 75% WACC 6,35% NUAK 2011 168 715 22 973-2 246 116 024-1 427 122 1 545 392 Kapitalkostnader 205 7 804-74 298 82 306 Löpande kostnader 287 821 S:a bedömda godkända intäkter 370 127 S:a genomsnittliga intäkter 2008-2011 291 782 Differens 78 345 Genomsnittliga intäkter i förhållande till bedömda godkända intäkter i % 78,8% 55

1.2 E.ON Gas Sverige AB, Distribution REN00598 1.2.1 Underlag för beräkning av kapitalkostnad i tkr Avskriv.tid Anskaff år - 3 10 12 20 25 40 S:a anskaff värde Index E84 S:a nuvärde -1985 - - - - - - 14 934 14 934 100,0 46 218 1986 - - - - - - 327 864 327 864 102,9 985 642 1987 - - - - - - 1 532 1 532 107,6 4 405 1988 2 027 - - - 12 788-163 235 178 050 115,4 477 621 1989 - - - - 1 315-89 192 90 507 127,8 219 208 1990 - - - - 1 840-109 679 111 519 137,7 250 587 1991 - - - - 1 188-37 461 38 649 145,4 82 237 1992 - - - - 1 518-31 010 32 528 149,2 67 493 1993-288 651 - - - 24 419 25 358 152,9 51 342 1994 - - 637 - - - 12 945 13 582 157,0 26 767 1995 - - 382 - - - 10 956 11 338 168,2 20 866 1996-31 71 - - - 14 445 14 547 178,8 25 184 1997-199 173 - - - 8 152 8 524 175,2 15 058 1998-622 365-59 - 14 220 15 266 179,7 26 296 1999-431 420 388 422-22 768 24 429 182,7 41 375 2000-738 496 3 042 1 803-12 207 18 286 200,0 28 300 2001-644 59 4 172 1 900-49 280 56 055 207,1 83 768 2002 18 1 265 315 22 279 1 950-76 987 102 814 213,2 149 246 2003-990 52 2 284 904-49 265 53 495 218,4 75 795 2004-239 116 7 831 2 336-63 201 73 723 239,0 95 479 2005-64 - 4 400 1 628-27 279 33 371 256,5 40 264 2006-119 - 2 566 227-41 975 44 887 279,4 49 717 2007 - - - 3 734 2 779-79 364 85 877 277,8 95 657 2008 21 663 127-5 051 232-11 194 38 267 283,7 41 743 2009 6 842-76 3 823 3 665-65 958 80 364 289,7 85 843 2010 13 891 - - 4 709-2 596 21 196 293,1 22 378 2011 309,5 Summa 44 441 5 757 3 813 64 279 36 554 1 362 118 1 516 963 3 108 488 56

1.2.2 Underlag för beräkning av löpande kostnader i tkr Kod Påverkbara kostnader 2011 2010 2009 2008 RR73111 Råvaror och förnödenheter 0 0 0 0 RR73120 Råvaror och förnödenheter 259 092 284483 264 711 176 040 RR73130 Övriga externa kostnader 43 995 46544 46 707 49 600 RR73140 Personalkostnader 35102 38690 43 183 37 966 RR73170 Jämförelsestörande poster 0 0 0 0 RR73180 Övriga rörelsekostnader 141 0 0 814 Delsumma 338 330 369 717 354 601 264 420 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 3 972 2 173 1 848 2 295 Delsumma 334 358 367 544 352 753 262 125 NTN501 Avgår Kostnader för överliggande nät 248 747 274 847 264 710 176 038 NTN516 Avgår Myndighetsavgifter 2 585 4 973 Summa påverkbara kostnader 83 026 87 724 88 043 86 087 S:a löp kost inflationsjusterat till 2011 nivå 83 026 90 027 91 501 89 185 Genomsnittliga påverkbara kostnader 88 435 86 651 85 538 Opåverkbara kostnader 2010 2010 2009 2008 NTN501 Kostnader för överliggande nät 248 747 274847 264 710 176 038 NTN516 Myndighetsavgifter 2 585 4973 Summa opåverkbara kostnader 251 332 279 820 264 710 176 038 Andel kostnad för överliggande nät jfr totala löpande kostnader 73% 75% 76% Genomsnittlig kostnad/ år under perioden 2008-2011 339 767 57

1.2.3 Underlag för beräkning av genomsnittliga redovisade intäkter i tkr Kod Intäkter 2011 2010 2009 2008 RR7110 Total nettoomsättning 509 006 516 434 437 395 364 385 S:a intäkter i 2011 års penningvärde index KPI 509 006 529 995 454 575 377 497 Genomsnittliga intäkter per år för perioden 2008-2011 467 768 435 919 1.2.4 Utfall enligt Ei:s metod år 2011 i tkr Avskriv.tid Anskaff år 0 3 10 12 20 25 40 S:a eller % WACC 6,35 % NUAK 2011 51 068 8 790 6 663 84 193 70 363 0 2 887 409 3 057 419 Kapitalkostnader 3 310 920 10 236 6 310 0 200 429 221 206 Löpande kostnader 339 767 S:a bedömda godkända intäkter 560 973 S:a genomsnittliga intäkter 2008-2011 467 768 Differens 93 204 Genomsnittliga intäkter i förhållande till bedömda godkända intäkter i % 83 % 58

1.3 E.ON Gas Sverige AB, Lagring REN00868 1.3.1 Underlag för beräkning av kapitalkostnad i tkr Avskriv.tid/ Anskaff år 0 3 10 12 20 25 40 S:a anskaff värde Index E84 S:a nuvärde -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 4 032-10 583-4 032 7 219 5 417 31 283 212,6 43 503 2001-3 144 56 007 - - 1 579 52 527 113 257 221,4 151 282 2002 - - - - - - 98 847 98 847 236,1 123 806 2003 - - - - - - 14 303 14 303 240,6 17 580 2004 - - - - - - 12 343 12 343 233,9 15 605 2005 - - - - - - 6 245 6 245 252,0 7 326 2006 - - - - - - 4 359 4 359 250,6 5 143 2007 - - - - - - 5 822 5 822 270,8 6 358 2008 - - - - - - 1 1 290,4 1 2009 - - - - - - 1 1 288,4 1 2010 - - - - - - 1 1 290,6 1 2011 1 1 295,7 1 Summa 4 032 3 144 66 590-4 032 8 798 199 867 286 463 370 606 59

1.3.2 Underlag för beräkning av löpande kostnader i tkr Kod Påverkbara kostnader 2011 2010 2009 2008 RR73111 Råvaror och förnödenheter 0 RR73120 Råvaror och förnödenheter 1 460 3 239 2 026 RR73130 Övriga externa kostnader 3711 3 816 2 605 RR73140 Personalkostnader 641 793 832 RR73170 Jämförelsestörande poster 0 RR73180 Övriga rörelsekostnader 65 581 - Delsumma 71 393 7 848 5 463 - RR71120 Avgår Förändring av varulager 0 0 - RR71130 Avgår Förändring av pågående arbete för annans räkning 0 0 RR71140 Avgår Aktiverat arbete för egen räkning 0 0 - Delsumma 71 393 7 848 5 463 0 NTN501 Avgår Kostnader för överliggande nät 1 369 2 733 2 026 NTN516 Avgår Myndighetsavgifter 0 0 Summa påverkbara kostnader 70 024 5 115 3 437 0 S:a löp kost inflationsjusterat till 2011 nivå 70 024 5 249 3 572 - Genomsnittliga påverkbara kostnader 26 282 4 411 3 572 Opåverkbara kostnader 2011 2010 2009 2008 NTN501 Kostnader för överliggande nät 1 369 2 733 2 026 0 NTN516 Myndighetsavgifter 0 0 Summa opåverkbara kostnader 1 369 2 733 2 026 0 Andel kostnad för överliggande nät jfr totala löpande kostnader 5% Genomsnittlig kostnad/år under perioden 2008-2011 27 651 60

1.3.3 Underlag för beräkning av genomsnittliga redovisade intäkter i tkr Kod Intäkter 2011 2010 2009 2008 RR7110 Total nettoomsättning 13 588 18 731 15 777 S:a intäkter i 2011 års penningvärde index KPI 13 588 19 223 16 397 Genomsnittliga intäkter per år för perioden 2008-2011 16 403 17 810 0 1.3.4 Utfall enligt Ei:s metod år 2011 i tkr Avskriv.tid Anskaff år 0 3 10 12 20 25 40 S:a eller % Kalkylränta enligt WACC-metoden 6,35% NUAK 2011 75% Kapitalkostnader 5 607 4 200 89 528-5 607 12 148 253 517 364 999 Löpande kostnader 1 186 9 275-377 737 13 198 24 773 S:a bedömda godkända intäkter 27 651 S:a genomsnittliga intäkter 2008-2011 52 424 Differens 16 403 Genomsnittliga intäkter i förhållande till bedömda godkända intäkter i % 36 021 Kapitalkostnader 31% 61

1.4 Göteborg Energi Gasnät AB, Distribution REN00606 utifrån ursprungliga anskaffningsvärden 1.4.1 Underlag för beräkning av kapitalkostnad i tkr Avskriv.tid/ Anskaff år 4 5 10 12 20 25 40 S:a anskaff värde Index E84 S:a nuvärde -1985 - - - - - - - - 100,0-1986 - - - - - - - - 102,9-1987 - - - - - - 34 992 34 992 107,6 100 603 1988 - - - - - - 102 347 102 347 115,4 274 547 1989 - - - 4 323 3 098-49 834 57 255 127,8 138 672 1990 - - - - 1 022-21 748 22 770 137,7 51 165 1991 - - - - 67-3 336 3 403 145,4 7 241 1992 - - - 4 1 166-17 137 18 307 149,2 37 986 1993 - - - 607 592-3 010 4 209 152,9 8 522 1994 - - - 1 385 1 089-1 705 4 179 157,0 8 236 1995 - - - 1 450-1 934 3 384 168,2 6 228 1996 - - - 250 1 895-3 415 5 560 178,8 9 626 1997 - - - 584 388-1 134 2 106 175,2 3 720 1998 - - - 215 18-2 477 2 710 179,7 4 668 1999 - - - 98 2 687-397 3 182 182,7 5 389 2000 - - 2 371 703 - - 16 823 19 897 200,0 30 794 2001-444 - 469 12-27 419 28 344 207,1 42 357 2002-1 580-807 478-9 301 12 166 213,2 17 660 2003-1 655-954 210-4 160 6 979 218,4 9 888 2004-1 388-1 603 50-3 281 6 322 239,0 8 188 2005 406 184 288 1 850 33-3 142 5 903 256,5 7 122 2006 - - - 3 082 1 005-41 844 45 931 279,4 50 873 2007 - - - 1 018 372-1 201 2 591 277,8 2 886 2008 - - - 1 810 1 735-30 030 33 575 283,7 36 625 2009 - - - 3 450 67-13 391 16 908 289,7 18 061 2010 - - - 5 927 - - 12 208 18 135 293,1 19 146 2011 2 304 13 483 15 787 309,5 15 787 Summa 406 5 251 2 659 31 443 17 434 0 419 749 476 942 915 989 62

1.4.2 Underlag för beräkning av löpande kostnader i tkr Kod Påverkbara kostnader 2011 2010 2009 2008 RR73111 Råvaror och förnödenheter 0 0 0 80 559 RR73120 Råvaror och förnödenheter 81550 95807 88 066 0 RR73130 Övriga externa kostnader 37734 30319 24 367 20 709 RR73140 Personalkostnader 0 0 0 0 RR73170 Jämförelsestörande poster 0 0 0 RR73180 Övriga rörelsekostnader 0 0 0 0 Delsumma 119 284 126 126 112 433 101 268 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 119 284 126 126 112 433 101 268 NTN501 Avgår Kostnader för överliggande nät 81550 95807 88 066 80 559 NTN516 Avgår Myndighetsavgifter 260 2382 Summa påverkbara kostnader 37 474 30 319 24 367 20 709 S:a löp kost inflationsjusterat till 2011 nivå 37 474 31 115 25 324 21 454 Genomsnittliga påverkbara kostnader 28 842 24 668 26 001 Opåverkbara kostnader 2011 2010 2009 2008 NTN501 Kostnader för överliggande nät 81550 95807 88 066 80 559 NTN516 Myndighetsavgifter 260 2382 Summa opåverkbara kostnader 81 810 98 189 88 066 80 559 Andel kostnad för överliggande nät 74% Genomsnittlig kostnad/ år under perioden 2008-2011 110 652 63

1.4.3 Underlag för beräkning av genomsnittliga redovisade intäkter i tkr Kod Intäkter 2011 2010 2009 2008 RR7110 Total nettoomsättning 156 748 163 027 146 711 134 518 S:a intäkter i 2011 års penningvärde index KPI 156 748 167 308 152 474 139 359 Genomsnittliga intäkter per år för perioden 2008-2011 153 972 1.4.4 Utfall enligt Ei:s metod år 2011 i tkr Avskriv.tid Anskaff år 4 5 10 12 20 25 40 S:a eller % Kalkylränta enligt WACC-metoden 6,35% NUAK 2011 490 7 322 4 017 43 827 31 529-828 805 915 989 Kapitalkostnader 143 1 755 555 5 328 2 827-57 531 68 139 Löpande kostnader 110 652 S:a bedömda godkända intäkter 178 791 S:a genomsnittliga intäkter 2008-2011 153 972 Differens 24 819 Genomsnittliga intäkter i förhållande till bedömda godkända intäkter i % 86,12% 64

1.5 Kraftringens Nät AB, REN00887 1.5.1 Underlag för beräkning av kapitalkostnad i tkr Avskriv.tid Anskaff år - 5-12 20 25 40 S:a anskaff värde Index E84 S:a nuvärde -1985 201 29 084 29 285 100,0 90 632 1986 627 6 012 6 639 102,9 19 959 1987 335 2 901 3 236 107,6 9 304 1988 95 395 5 058 5 548 115,4 14 883 1989 21 511 3 584 4 116 127,8 9 969 1990 82 220 4 776 5 078 137,7 11 410 1991 448 8 757 9 205 145,4 19 586 1992 368 6 487 6 855 149,2 14 224 1993 41 407 1 677 2 125 152,9 4 302 1994 672 2 445 3 117 157,0 6 143 1995 34 678 4 555 5 267 168,2 9 693 1996 47 484 2 423 2 954 178,8 5 114 1997 20 761 1 554 2 335 175,2 4 125 1998 32 378 1 270 1 680 179,7 2 894 1999 151 402 1 203 1 756 182,7 2 974 2000 61 265 806 1 132 200,0 1 752 2001 361 1 987 2 348 207,1 3 509 2002 962 2 447 3 409 213,2 4 949 2003 1 710 2 534 4 244 218,4 6 013 2004 1 648 5 141 6 789 239,0 8 792 2005 2 419 986 2 910 3 896 256,5 4 701 2006 288 556 3 008 3 852 279,4 4 266 2007 1 151 2 102 3 253 277,8 3 623 2008 100 433 533 283,7 581 2009 339 2 007 2 346 289,7 2 506 2010 93 2 512 2 605 293,1 2 750 2011 256 2 167 2 423 309,5 2 423 Summa 2 419 872 15 314-109 840 126 026 271 078 65

1.5.2 Underlag för beräkning av löpande kostnader i tkr Kod Påverkbara kostnader 2011 2010 2009 2008 RR73111 Råvaror och förnödenheter 0 18 879 RR73120 Råvaror och förnödenheter 16 923 27 826 18 056 11 RR73130 Övriga externa kostnader 7 772 7 712 8 570 9 982 RR73140 Personalkostnader 2 365 2 176 2 070 2 406 RR73170 Jämförelsestörande poster 0 0 0 RR73180 Övriga rörelsekostnader 0 0 0 0 Delsumma 27 060 37 714 28 696 31 278 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 27 060 37 714 28 696 31 278 NTN501 Avgår Kostnader för överliggande nät 16 173 27 181 18 020 18 014 NTN516 Avgår Myndighetsavgifter 142 194 Summa påverkbara kostnader 10 745 10 339 10 676 13 264 S:a löp kost inflationsjusterat till 2011 nivå 10 745 10 610 11 095 13 741 Genomsnittliga påverkbara kostnader 2008-2011 11 548 12 785 12 835 Opåverkbara kostnader 2011 2010 2009 2008 NTN501 Kostnader för överliggande nät 16 173 27 181 18 020 18 014 NTN516 Myndighetsavgifter 142 194 Summa opåverkbara kostnader 16 315 27 375 18 020 18 014 Andel kostnad för överliggande nät jfr totala löpande kostnader 58% Genomsnittlig kostnad/år under perioden 2008-2011 27 863 66

1.5.3 Underlag för beräkning av genomsnittliga redovisade intäkter i tkr Kod Intäkter 2011 2010 2009 2008 RR7110 Total nettoomsättning 45 198 51 576 41 978 41 737 S:a intäkter i 2011 års penningvärde index KPI 45 198 52 930 43 627 43 239 Genomsnittliga intäkter per år för perioden 2008-2011 46 249 46 460 1.5.4 Utfall enligt Ei:s metod år 2011 i tkr Avskriv.tid Anskaff år 0 5 0 12 20 25 40 S:a eller % Kalkylränta enligt WACC-metoden 6,35% NUAK 2011 2 919 1 477-25 705 - - 243 896 271 078 Kapitalkostnader 354-3 125 - - 16 930 20 409 Löpande kostnader 27 863 S:a bedömda godkända intäkter 48 272 S:a genomsnittliga intäkter 2008-2011 46 249 Differens 2 024 Genomsnittliga intäkter i förhållande till bedömda godkända intäkter i % 95,8% 67

1.6 Swedegas AB, Transmission REN00604 1.6.1 Underlag för beräkning av kapitalkostnad i tkr av som innehafts hela året 2011 Avskriv.tid Anskaff år 0 3 5 10 12 20 25 40 S:a anskaff värde Index E84 S:a nuvärde -1985 1 877-15 368 890 480 907 725 100,0 2 683 900 1986 124-1 050 51 422 52 596 104,8 148 352 1987 75-2 160 363 233 365 468 108,9 992 148 1988 8-839 - - 11 848 110 769 123 464 120,3 303 543 1989 257-4 889 105 019 110 165 133,0 244 870 1990 10-61 24 933 25 004 142,4 51 913 1991 - - 2 069 23 689 25 758 148,7 51 207 1992 117 68 395 68 512 153,5 131 951 1993 4 873 502 5 375 157,8 10 070 1994 269 4 376 4 645 162,3 8 462 1995 257 714 971 181,2 1 584 1996 14-542 556 190,6 862 1997-2 607 9 856 12 463 190,8 19 315 1998 70 266 1 650 1 986 200,2 2 934 1999 178 1 914 541 1 141 3 774 197,3 5 655 2000-1 032 626 4 1 662 212,6 2 311 2001 - - 69 1 988 2 527 10 433 15 017 221,4 20 059 2002 20 390 9 397 133 125 142 932 236,1 179 022 2003 32 029-214 125 3 816 15 050 51 234 240,6 62 971 2004 26 366 124 118 4 719 16 184 401 596 449 107 233,9 567 792 2005 45 894-11 6 610 3 576 12 415 68 506 252,0 80 365 2006 81 67 368 5 674 23 166 39 091 68 447 250,6 80 761 2007 3 145 2 026 2 192 1 396 1 880 4 986 15 625 270,8 17 063 2008-600 128 1 380 15 481 157 5 487 23 233 290,4 23 657 2009 105-361 522 9 259 11 048 21 295 288,4 21 835 2010 - - 139 86 3 722 289 4 236 290,6 4 309 2011 297 20 3 684 62 8 283 12 038 24 384 295,7 24 384 Summa 110 530 2 837 8 143 2 946 22 952 144 292 157 2 302 283 2 594 140 5 741 294 68

1.6.2 Underlag för beräkning av kapitalkostnad i tkr av som innehafts del av år 2011 Avskriv.tid 0 3 5 10 12 20 25 40 S:a anskaff värde Index E84 S:a nuvärde Anskaff år -1985 1 877 - - - 15 368-189 147 206 392 100,0 610 246 1986 124 - - - 1 050-66 819 67 993 104,8 191 781 1987 75 - - - 2 160-14 783 17 018 108,9 46 199 1988 171 839 - - 648-25 082 26 740 120,3 65 742 1989 257 - - - 1 516-6 602 8 375 133,0 18 616 1990 10 - - - 61-1 191 1 262 142,4 2 620 1991 - - - - 2 069-143 289 145 358 148,7 288 972 1992 - - - - 117-7 678 7 795 153,5 15 013 1993-9 129 - - 13-502 9 644 157,8 18 067 1994 - - - - - - 4 376 4 376 162,3 7 972 1995 - - - - 257-714 971 181,2 1 584 1996 14 - - - - - 507 521 190,6 808 1997 - - - - 386-9 285 9 671 190,8 14 988 1998 70 - - - 172-1 081 1 323 200,2 1 954 1999 178 - - - 375-1 141 1 694 197,3 2 538 2000-17 - - 27-4 48 212,6 67 2001-887 - - 171-9 428 10 486 221,4 14 007 2002 65 911 - - 3 619-132 458 137 053 236,1 171 659 2003 49 167 293 - - 3 761-15 050 68 271 240,6 83 911 2004 33 289 712 - - 5 509-5 746 45 256 233,9 57 216 2005 46 731 169 - - 3 576-10 300 60 776 252,0 71 297 2006 209 - - 1 106 3 585-4 168 9 068 250,6 10 699 2007 3 145 - - 177 1 703 - - 5 025 270,8 5 487 2008 - - - 734 14 904-193 15 831 290,4 16 120 2009 105 - - - 4 721-10 516 15 342 288,4 15 731 2010 - - - - 3 722 - - 3 722 290,6 3 786 2011 - - - - - - 0 295,7 0 Summa 0 135 487 12 957 0 2 017 69 490 0 660 060 880 011 1 737 080 69

1.6.3 Underlag för beräkning av löpande kostnader i tkr Kod Påverkbara kostnader 2011 2010 2009 2008 RR73111 Råvaror och förnödenheter 0 0 0 RR73120 Råvaror och förnödenheter 181 910 1 008 725 0 RR73130 Övriga externa kostnader 58 616 45 614 44 740 57 810 RR73140 Personalkostnader 26 905 22 222 22 887 22 200 RR73170 Jämförelsestörande poster 0 0 0 RR73180 Övriga rörelsekostnader 7 1 211 2 148 Delsumma 267 438 68 845 68 563 82 158 RR71120 Avgår Förändring av varulager 0 0 0 533 RR71130 Avgår Förändring av pågående arbete för annans räkning 0 0 0 0 RR71140 Avgår Aktiverat arbete för egen räkning 1 546 0 340 1 123 Delsumma 265 892 68 845 68 223 80 502 NTN501 Avgår Kostnader för överliggande nät 0 0 0 0 NTN516 Avgår Myndighetsavgifter 1 923 2 563 Summa påverkbara kostnader 263 969 66 282 68 223 80 502 S:a löp kost inflationsjusterat till 2010 nivå 263 969 68 022 70 903 83 399 Genomsnittliga påverkbara kostnader 121 573 69 797 69 594 Opåverkbara kostnader NTN501 Kostnader för överliggande nät 0 0 NTN516 Myndighetsavgifter 1 923 2 563 Summa opåverkbara kostnader 1 923 2 563 Andel kostnad för överliggande nät jfr tot. löpande kostnad 0% Genomsnittlig kostnad/ år under perioden 2008-2011 123 496 72 360 69 594 70

1.6.4 Underlag för beräkning av genomsnittliga redovisade intäkter i tkr Kod Intäkter 2011 2010 2009 2008 RR7110 Total nettoomsättning 280 084 274 822 233 511 207 864 S:a intäkter i 2011 års penningvärde index KPI 280 084 282 038 242 683 215 344 Genomsnittliga redovisade intäkter per år för perioden 2008-2011 255 037 242 189 1.6.5 Utfall enligt Ei:s metod år 2011 i tkr Avskriv.tid Anskaff år 0 3 5 10 12 20 25 40 S:a eller % WACC 6,35% NUAK 2011 för anläggning ägd hela året 137 580 3 079 9 759 4 303 27 327 225 664 160 5 331 839 5 602 130 NUAK 2011 för anläggning ägd del av året 0 168 715 22 973-2 246 115 605-1 425 957 1 735 496 Kapitalkostnader innehav hela året 1 159 2 339 594 3 322 20 237 13 370 109 397 774 Kapitalkostnader innehav del av året 15 882 1 376-68 2 592-24 746 44 664 Löpande kostnader 123 496 Bedömda godkända intäkter enligt Ei 565 935 Genomsnittliga intäkter för perioden 2008-2011 255 037 Differens 310 897 Genomsnittliga intäkter i förhållande till bedömda godkända intäkter 45% 71

1.7 Swedegas AB, Lagring REN00605 1.7.1 Underlag för beräkning av kapitalkostnad i tkr Avskriv.tid Anskaff år 0 0 3 10 12 20 25 40 S:a anskaff värde Index E84 S:a nuvärde -1985-0 100,0 1986 0 104,8 1987 0 108,9 1988 0 120,3 1989 0 133,0 1990 0 142,4 1991 0 148,7 1992 0 153,5 1993 0 157,8 1994 0 162,3 1995 0 181,2 1996 0 190,6 1997 0 190,8 1998 0 200,2 1999 0 197,3 2000 4 032 10 583 4 032 7 219 5 417 31 283 212,6 43 503 2001-3 144 56 007 1 579 52 527 113 257 221,4 151 282 2002 98 847 98 847 236,1 123 806 2003 14 303 14 303 240,6 17 580 2004 12 343 12 343 233,9 15 605 2005 6 245 6 245 252,0 7 326 2006 4 359 4 359 250,6 5 143 2007 5 822 5 822 270,8 6 358 2008 0 290,4-2009 0 288,4-2010 0 290,6-2011 0 295,7 - Summa 4 032 3 144 66 590 4 032 8 798 199 863 286 459 370 602 72

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

1.7.3 Underlag för beräkning av genomsnittliga redovisade intäkter i tkr Kod Intäkter 2011 RR7110 Total nettoomsättning 2 625 1.7.4 Utfall enligt Ei:s metod år 2011 i tkr Avskriv.tid Anskaff år 0 3 5 10 12 20 25 40 S:a eller % Innehavstid i del av år 25% WACC 6,35% NUAK 2009 5 607 4 200 89 528-5 607 12 148 253 513 370 602 Kapitalkostnader 395 3 092-126 246 4 399 8 258 Löpande kostnader 937 Bedömda godkända intäkter enligt Ei 9 195 Genomsnittliga intäkter för perioden 2008-2011 2 625 Differens 6 570 Genomsnittliga intäkter i förhållande till bedömda godkända intäkter 29% 74

1.8 Varberg Energi AB, Distribution REN00329 1.8.1 Underlag för beräkning av kapitalkostnad i tkr Avskriv.tid Anskaff år 0 0 5 12 20 25 40 S:a anskaff värde Index E84 S:a nuvärde -1985 - - - - - - - 0 100,0-1986 - - - - - - - 0 102,9-1987 - - - - - - - 0 107,6-1988 - - - - - - - 0 115,4-1989 - - - - 244-811 1 055 127,8 2 555 1990 - - - - 24-725 749 137,7 1 683 1991 - - - - - - 4 087 4 087 145,4 8 696 1992 - - - 336 - - 12 415 12 751 149,2 26 457 1993 - - 26 - - 1 186 1 212 152,9 2 454 1994 - - - - - - 742 742 157,0 1 462 1995 - - - 69 - - 776 845 168,2 1 555 1996 - - - 106 - - 1 132 1 238 178,8 2 143 1997 - - - - - - 578 578 175,2 1 021 1998 - - - 76 44-865 985 179,7 1 697 1999 - - - 84-1 172 1 256 182,7 2 127 2000 - - - 42 111-2 247 2 400 200,0 3 714 2001 - - 368 34 72-1 342 1 816 207,1 2 714 2002 - - - - - - 140 140 213,2 203 2003 - - - - - - 48 48 218,4 68 2004 - - 57 - - 537 594 239,0 769 2005 - - 226 1 - - 641 868 256,5 1 047 2006 - - - - - - 276 276 279,4 306 2007 - - - 46 - - 117 163 277,8 182 2008 - - - 49 - - 90 139 283,7 152 2009 - - - 13 - - 617 630 289,7 673 2010 - - - - - - 762 762 293,1 804 2011 235,000 425 660 309,5 660 Summa 0 620 1 148 495 0 31 731 33 994 63 144 75

1.8.2 Underlag för beräkning av löpande kostnader i tkr Kod Påverkbara kostnader 2011 2010 2009 2008 RR73111 Råvaror och förnödenheter 0 1 655 RR73120 Råvaror och förnödenheter 1 646 1 777 2 072 0 RR73130 Övriga externa kostnader 2 404 2 747 2 480 2 268 RR73140 Personalkostnader 1 120 1 178 1 078 1 284 RR73170 Jämförelsestörande poster 0 0 0 RR73180 Övriga rörelsekostnader 0 0 0 0 Delsumma 5 170 5 702 5 630 5 207 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 151 226 51 14 Delsumma 5 019 5 476 5 579 5 193 NTN501 Avgår Kostnader för överliggande nät 1 646 1 777 2 072 1 655 NTN516 Avgår Myndighetsavgifter 0 0 Summa påverkbara kostnader 3 373 3 699 3 507 3 538 S:a löp kost inflationsjusterat till 201 nivå 3 373 3 796 3 645 3 665 Genomsnittliga påverkbara kostnader 3 620 3 605 3 427 Opåverkbara kostnader 2011 2010 2009 2008 NTN501 Kostnader för överliggande nät 1 646 1 777 2 072 1 655 NTN516 Myndighetsavgifter 0 0 Summa opåverkbara kostnader 1 646 1 777 2 072 1 655 Andel kostnad för överliggande nät jfr totala löpande kostnader 31% 33% 38% Genomsnittlig kostnad/år under perioden 2008-2011 5 266 5 382 5 499 76

1.8.3 Underlag för beräkning av genomsnittliga redovisade intäkter i tkr Kod Intäkter 2011 2010 2009 2008 RR7110 Total nettoomsättning 6 211 6 556 7 805 7 589 S:a intäkter i 2011 års penningvärde index KPI 6 211 6 728 8 112 7 862 Genomsnittliga intäkter per år för perioden 2008-2011 7 228 7 671 1.8.4 Utfall enligt Ei:s metod år 2011 i tkr Avskriv.tid Anskaff år 0 5 12 20 25 40 S:a eller % WACC 6,35% NUAK 2009-875 1 825 1 000-59 443 63 144 Kapitalkostnader 210 222 90-4 126 4 648 Löpande kostnader - 5 266 S:a bedömda godkända intäkter 9 913 S:a genomsnittliga intäkter 2008-2011 7 228 Differens 2 685 Genomsnittliga intäkter i förhållande till bedömda godkända intäkter i % 73% 77

1.9 Öresundskraft, Distribution REN00859 1.9.1 Underlag för beräkning av kapitalkostnad i tkr Avskriv.tid Anskaff år 0 3 5 12 20 25 40 S:a anskaff värde Index E84 S:a nuvärde -1985-4 100-13 660 17 760 100,0 54 963 1986-1 900-3 037 4 937 102,9 14 843 1987 - - - 4 742 4 742 107,6 13 633 1988 - - - 7 219 7 219 115,4 19 364 1989 - - - 4 285 4 285 127,8 10 378 1990 - - - 11 829 11 829 137,7 26 581 1991 - - - - - 14 958 14 958 145,4 31 827 1992 45-380 - 144 6 635 7 205 149,2 14 949 1993 1 143 248 - - 4 255 4 646 152,9 9 407 1994-37 133 - - 3 619 3 789 157,0 7 467 1995-27 271 - - 4 195 4 492 168,2 8 267 1996-50 327 - - 5 963 6 340 178,8 10 976 1997-81 1 147 3 000-45 206 49 435 175,2 87 327 1998-70 387 - - 17 503 17 960 179,7 30 937 1999 - - - - - - 182,7-2000 - - 273 - - 5 183 5 456 200,0 8 444 2001 - - 281 - - 6 414 6 695 207,1 10 005 2002 - - 882 - - 3 736 4 618 213,2 6 704 2003-18 300 - - 4 600 4 918 218,4 6 968 2004 - - 665 - - 6 338 7 003 239,0 9 070 2005-71 677 - - 11 433 12 181 256,5 14 697 2006-736 206 - - 11 700 12 642 279,4 14 002 2007-20 351 - - 9 672 10 043 277,8 11 187 2008-40 322 - - 14 011 14 373 283,7 15 679 2009 - - 231 - - 1 134 1 365 289,7 1 458 2010 340 628 968 293,1 1 022 2011 468 3 142 3 610 309,5 3 610 Summa 46-1 292 7 888 9 000 144 225 097 243 468 443 762 78

1.9.2 Underlag för beräkning av löpande kostnader i tkr Kod Påverkbara kostnader 2011 2010 2009 2008 RR73111 Råvaror och förnödenheter 0 0 RR73120 Råvaror och förnödenheter 367 154 0 0 RR73130 Övriga externa kostnader 41 181 43 797 38 105 30 341 RR73140 Personalkostnader 4 190 5 666 4 663 3 885 RR73170 Jämförelsestörande poster 0 0 0 RR73180 Övriga rörelsekostnader 0 0 0 0 Delsumma 45 738 49 617 42 768 34 226 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 347 169 367 1 314 Delsumma 45 391 49 448 42 401 32 912 NTN501 Avgår Kostnader för överliggande nät 29 945 32 790 27 628 22 289 NTN516 Avgår Myndighetsavgifter 524 672 Summa påverkbara kostnader 14 922 15 986 14 773 10 623 S:a löp kost inflationsjusterat till 2009 nivå 14 922 16 406 15 353 11 005 Genomsnittliga påverkbara kostnader 14 422 14 358 14 189 Opåverkbara kostnader 2011 2010 2009 2008 NTN501 Kostnader för överliggande nät 29 945 32 790 27 628 22 289 NTN516 Myndighetsavgifter 524 672 Summa opåverkbara kostnader 30 469 33 462 27 628 22 289 Andel kostnad för överliggande nät jfr totala löpande kostnader 67% 69% 66% Genomsnittlig kostnad/år under perioden 2008-2011 44 891 47 820 41 817 79

1.9.3 Underlag för beräkning av genomsnittliga redovisade intäkter i tkr Kod Intäkter 2011 2010 2009 2008 RR7110 Total nettoomsättning 70 111 82 322 63 770 51 424 S:a intäkter i 2011 års penningvärde index KPI 70 111 84 484 66 275 53 274 Genomsnittliga intäkter per år för perioden 2008-2011 68 536 66 370 1.9.4 Utfall enligt Ei:s metod år 2011 i tkr Avskriv.tid Anskaff år 3 5 12 20 25 40 S:a eller % WACC 6,35% NUAK 2009 96-1 753 11 578 23 700 299 406 335 443 666 Kapitalkostnader 420 1 408 2 125 24 28 206 32 183 Löpande kostnader 44 891 S:a bedömda godkända intäkter 77 074 S:a genomsnittliga intäkter 2008-2011 68 536 Differens 8 538 Genomsnittliga intäkter i förhållande till bedömda godkända intäkter i % 89% 80

Bilaga 3 Tabell SCB Sammanvägt gasindex E-84, 1985-2011 Tabell 26 Indexsammanställning för transmission och distribution av naturgas Basår = 1985 Justeringar har gjorts av ovanstående indexsammanställning i jämförelse med vad som redovisats i tidigare rapport 45. Förändringar i indexlittra, jämfört med SCB:s rapport 2009, är enligt följande: 311 jordarbeten, 325 läggning av högtrycksrör, 511 projektering, 1101 Stålrör och delar, 1103 Plaströr och delar. 45 Tillsynsmetod för överföring och lagring av naturgas i Sverige - Steg 2 (EI R2009:17)bilaga 2 Metodrapport för index avseende naturgasföretag åt Energimarknadssektionen oktober 2009 81