Tankar om regelverket för bestämning av nätavgifter

RAPPORT NR 168 Tankar om regelverket för bestämning av nätavgifter 1 Skall nätbolagen driva energipolitik? 2 Ger Nätnyttomodellen dubbel kompensation för anslutningsinvesteringar? September 2006 Stefan Yard Professor

2 1 Skall nätbolagen driva energipolitik? Allmänna förutsättningar för nätbolagen Efter elmarknadens avreglering i Sverige är det bara nätverksamheten som bibehållits som monopol, där elkunderna är bundna till det nätbolag som beviljats koncession (ensamrätt) för eldistributionen inom det aktuella området. För att bolagen inte skall utnyttja sina lokala monopol på ett otillbörligt sätt står dessa under offentlig tillsyn, där Energimarknadsinspektionen vid Statens Energimyndighet (STEM) kontrollerar att bolagen inte gör några övernormala vinster. Indelningen av landet i nätområden framstår dock som ganska godtycklig. Idag finns ett par hundra lokala nätbolag med betydande skillnader i storlek och förutsättningar. Förutom kravet att ett nätbolags totala intäkter skall vara skäliga i förhållande till de objektiva förutsättningarna innehåller ellagen även regler, vilka innebär att kunder inom en viss kategori i ett nätbolag skall behandlas på samma sätt oavsett vilken faktisk kostnad den enskilda kunden förorsakar. Det finns alltså två huvudkrav, krav på balans mellan avgifter och prestation på totalnivå för resp. nätbolag samt krav på likformig behandling av kunder inom en viss kategori i resp. nätbolag, tarifferna skall vara objektiva och icke-diskriminerande. Genom att de geografiska och demografiska förutsättningarna skiljer sig kraftigt åt mellan olika nätbolag innebär det dock olika stor prestation att förse kunder med el inom olika områden, varför kostnaderna och därmed avgifterna uppvisar betydande skillnader för jämförbara kunder i olika nätområden utan att detta kan anses otillbörligt. Man kan naturligtvis diskutera lämpligheten i den relativt godtyckliga indelning av Sverige i nätområden som gäller idag. Utvecklingen under senare år har samtidigt gått i riktning mot en viss utjämning genom samprissättning inom närliggande nätområden med samma ägare. En ändring av ellagen 2002 möjliggjorde detta. Stor spridning i nätkostnader och därmed i avgifter Av skäl som diskuterats ovan finns det sålunda betydande skillnader i förutsättningar och därmed i kostnads- och avgiftsnivå mellan olika nätbolag. I många små nätbolag med glesa nät blir kostnaden och därmed avgiften per abonnent hög utan att detta kan anses oskäligt. Det är dock inte bara i glesbygd i Norrland som nätavgifterna är höga. Detta förekommer även t ex i Skåne. Två sådana små nätbolag med höga avgifter är Brittedal Elnät ek. för. och Olseröds Elektriska Distributionsförening u. p. a. i nordöstra Skåne. Om man ser på en typkund med 20A huvudsäkring samt en årsförbrukning på 20 000 kwh, en typisk villa med elvärme, har denna brukare år 2006 en årlig nätavgift på ca 6000 kr exkl. moms eller ca 7500 kr inkl. moms hos de båda ovannämnda små skånska nätbolagen. Dessa ligger därmed bland de 7% nätföretag som har högst nätavgift i landet för den aktuella typkunden. Granne till de två är Kristianstad, (C4 Elnät), som har betydligt bättre förutsättningar och en årlig nätavgift som bara är drygt hälften så hög och ligger därmed bland de 8% av nätbolagen som har lägst avgift i landet för den aktuella typkunden. I figur 1 nedan har alla landets nätbolag rangordnats i förhållande till den totala årliga nätavgiften för typkunden med elvärme. Skälet till att denna typkund valts ut vid jämförelsen är att det är en viktig kundgrupp hos de flesta nätbolag samt att nätavgiften är högre och därmed mera kännbar än för andra hushållskunder med lägre effekt- och elbehov. Underlaget för figuren är den statistik om nätavgifter för olika typkunder som STEM presenterar på sin hemsida: http://www.stem.se/web/stemfe01e.nsf/v_media00/c12570d10037720fc1256e890031 A534/$file/Hushållskunder.xls, eller http://www.energimarknadsinspektionen.se/upload/enheter/företag/samst%20nätpriser/hush ållskunder_2006.xls.

3 Nätavgift 2006 för elvärmevilla, 20A, 20 000 kwh/år, kr/år totalt exkl. moms 7 000 6 000 Brittedal 6104 kr/år Olseröd 5883 kr/år 5 000 4 000 Lund 4800 kr/år 3 000 Kristianstad (C4) 3314 kr/år 2 000 1 000 0 1 9 17 25 33 41 49 57 65 73 81 89 97 105 113 121 129 137 145 153 161 169 177 185 193 Rangtal Figur 1: Total årlig nätavgift 2006 för typkunden Villa med 20A huvudsäkring och elförbrukning 20 000 kwh per år ( Elvärmevilla ) hos olika svenska nätbolag, vilka rangordnats efter stigande årsavgift, fyra skånska nätbolags avgifter för den aktuella typkunden har markerats. Som framgår av figur 1 finns det sålunda stora skillnader mellan olika nätbolag i fråga om nätavgift för den aktuella typkunden med ett säkringsbehov av 20A och en årsförbrukning av 20 000 kwh. I huvudsak torde den typ av avgiftsskillnader som illustreras i figur 1 förklaras av olikheter i yttre förutsättningar. Dock är det inte säkert att detta är hela förklaringen. Det finns åtminstone ytterligare två faktorer som kan ge skillnader i årsavgift, dels att nätbolag kan välja att genomgående ta ut högre avgifter än som kan motiveras av de objektiva förutsättningarna, dvs generell övertäckning av kostnaderna, dels att det kan ske omfördelningar mellan olika kundgrupper, dvs korsubventionering mellan kundgrupper. Låt oss nu med hjälp av tillgängliga underlag försöka se om spridningen i avgifter är större eller mindre än i de bakomliggande kostnaderna,, dvs om det finns skäl att tro att aktörerna i de olika nätbolagen vid prissättningen medvetet på agerat på annat sätt än att försöka spegla kostnaderna. Att ett nätbolags totala avgifter är rimliga i förhållande till de objektiva förutsättningarna är något som Statens Energimyndighet (STEM) via Energimarknadsinspektionen (EMI) valt att fokusera på vid sin tillsyn. Med hjälp av Nätnyttomodellen (NNM) simuleras de objektiva förutsättningarna för resp. nätbolag och sedan beräknas kvoten mellan totala intäkter och total prestation (totalkostnad via NNM), den s k debiteringsgraden, DG. Om denna kvot överstiger 1 är detta en indikation på överuttag. Hittills har EMI valt att detaljgranska nätbolag där DG markant överstiger 1,0. Vid den första kontrollen av 2003 års nätavgifter gick man vidare med mera noggrann granskning och ev. förelägganden i de fall då DG låg över 1,3, vid granskningen av 2004 års underlag lade man den kritiska gränsen vid DG = 1,2. Bidrar skillnader i debiteringsgrad (DG) till spridningen i nätavgifterna? Från STEM:s hemsida kan man enligt ovan hämta uppgifter om de olika nätbolagens nätavgifter för vissa typkunder. Även underlag med resultaten från den senaste granskningen av nätbolagen avseende 2004 har ställts till förfogande av STEM. Här finns uppgifter om debiteringsgrad (DG) för de flesta nätbolag. Vid beräkningarna har EMI gjort en del justeringar av inrapporterade uppgifter, där man bl a gjort vissa periodiseringar (fördelningar

4 av betalningar över åren i förhållande till tjänsternas förbrukning). Som framgår av nästa PM finns det dock egentligen skäl att fundera över ytterligare justeringar, t ex av betalningarna för anslutningsavgifter. En ytterligare komplikation vid analyser av tillgängliga data är att det finns bortfall, ett problem som blir större, när det behövs parallella uppgifter om DG och avgifter för typkunder. Slutligen finns vissa oklarheter i uppdelningarna i nätområden, där beräkningarna av DG i vissa fall synes avse större områden än i taxestatistiken. Denna typ av oklara fall har rensats bort i den översiktliga analys, som beskrivs nedan. Trots reservationerna ovan har det gått att få fram ett ganska väl täckande, låt vara inte heltäckande, underlag med uppgifter om DG och avgifter för 2004, året för EMI:s senaste granskning. Utifrån detta kan man göra ganska intressanta analyser av samband mellan DG och årsavgifter och i förlängningen också mellan DG och årskostnader. Lliksom tidigare fokuseras på typkunden villa med elvärme, 20A huvudsäkring och 20 000 kwh årsförbrukning. Man kan fundera över om det kan förväntas vara vanligare med hög debiteringsgrad i nätbolag med höga avgifter för den studerade typkunden eller om det kanske är tvärtom att detta är vanligare i nätbolag med låga avgifter. Om debiteringsgraden är hög kan ju även en normal kostnad ge en hög avgift. Samtidigt, den som redan har besvärliga förutsättningar med höga kostnader skulle antagligen få svårt att opåtalat göra överuttag, dvs ha en DG över 1. Detta torde vara lättare att få igenom i bolag med goda förutsättningar och låga kostnader. Tidigare, när det inte funnits något objektivt mått på förutsättningarna, borde rationaliseringstrycket ha varit lägre i bolag med låga kostnader. Det är värt att notera att det tillgängliga dataunderlaget innehåller uppgifter om avgifter för typkunder snarare än om kostnader. Egentligen skulle man vilja se på sambandet mellan DG och kostnader. Nu kan man dock approximativt skatta kostnaderna per kund från uppgifter om årsavgift och DG. Detta förutsätter dock att avgiftsstrycket är jämnt fördelat eller annorlunda uttryckt att man tillämpas samma debiteringsgrad för alla kundgrupper. Som vi kommer till senare verkar det dock finnas variationer, trots att det inte borde vara så. I de första översiktliga analyserna nedan räknas dock med konstant DG inom resp. nätbolag eller i varje fall med att den aktuella kundgruppen är så tung att dess DG ligger nära genomsnittet i bolaget.. Låt oss nu lämna spekulationerna och övergår till att se vad man kan utläsa ur datamaterialet i fråga om samband mellan DG och avgifter/kostnader. En första analys är att se på sambandet mellan DG och avgiftsnivån för den aktuella typkunden, vilket visas i figur 2. Det verkar inte finnas något tydlig trend utom möjligen att DG är något högre för nätbolag avgifter i mellanskiktet och lägre i bolag med höga resp. låga avgifter. Detta framgår av figur 2 nedan.

5 DG 1,80 1,60 1,40 1,20 1,00 0,80 0,60 0,40 0,20 0,00 2 000 2 500 3 000 3 500 4 000 4 500 5 000 5 500 6 000 6 500 Årsavgift för typkund med elvärme Figur 2: Debiteringsgrad (DG) som funktion av årsavgiften för typkunden Villa med 20A huvudsäkring och elförbrukning 20 000 kwh per år ( Elvärmevilla ) hos olika svenska nätbolag, uppgifter för 2004. Mönstret i figur 2 att debiteringsgraden är högst inom mellangruppen av nätbolag med medelhöga avgifter kan synas något märkligt. En förklaring kan ligga i att valet av årsavgifto som beroende variabel är mindre lämplig. Som tidigare diskuterats skulle man egentligen vilja ha de fysiska förutsättningarna, kostnaderna, som oberoende variabel. En approximation av dessa kan man få fram genom att dividera årsavgifterna med DG och sedan göra en motsvarande analys. Om alla avgifter divideras med DG i ett nätbolag borde man rimligtvis uppnå DG = 1, dvs ha avgifter som precis speglade de objektiva förutsättningarna, åtminstone på totalnivå. I figur 3 nedan visas DG som funktion av de på detta sätt uppskattade årskostnaderna. DG 1,80 1,60 1,40 1,20 1,00 0,80 0,60 0,40 0,20 0,00 2000 2500 3000 3500 4000 4500 5000 5500 6000 6500 "Årskostnad" för typkund med elvärme Figur 3: Debiteringsgrad (DG) som funktion av årskostnad, (årsavgift/dg) för typkunden Villa med 20A huvudsäkring och elförbrukning 20 000 kwh per år ( Elvärmevilla ) hos olika svenska nätbolag, uppgifter för 2004.

6 Även om det i figur 3 liksom i figur 2 finns stora fluktuationer i DG kan man i figur 3 ana en negativ trend, vilken innebär att DG är högre i nätbolag med låga kostnader än i bolag med höga kostnader. Detta innebär att variationerna i avgifter är mindre än i kostnader. En tänkbar förklaring är den som nämnts ovan, nämligen att man i bolag med besvärliga förutsättningar och därmed höga kostnader haft ögonen på sig redan tidigare och därför rationaliserat hårdare. Omvänt kan man tänka sig att man i många nätbolag med goda förutsättningar levt ett lugnare liv och t o m kunnat göra viss övertäckning av kostnaderna utan att detta givit uppseendeväckande höga avgifter. Om man ser på genomsnittet av DG i ytterområdena av figur 3, dvs i nätbolag med mycket låga eller mycket höga årskostnader finner man följande: Tabell 1: Genomsnittlig debiteringsgrad (DG) för nätbolag med olika hög approximativt beräknad årskostnad, årsavgift för typkund (20A, 20 000 kwh) dividerad med DG. Genomsnitt av DG Genomsnitt för 10 bolag med lägst årskostnad 1,34 Genomsnitt för 20 bolag med lägst årskostnad 1,25 Genomsnitt för 172 studerade nätbolag 1,13 Genomsnitt för 20 bolag med högst årskostnad 1,00 Genomsnitt för 10 bolag med högst årskostnad 0,90 Man skulle förvisso kunna gå vidare i analysen av sambandet mellan DG och avgifter/kostnader, men vi nöjer oss med att konstatera att variationerna i kostnaderna snarare torde vara större än i avgifterna, eftersom det tycks förekomma övertäckning av kostnaderna i bolag med låga kostnader och undertäckning i bolag med höga kostnader. I sin tillsyn verkar STEM hittills inte ha gått närmare in på ovanstående effekter utan inriktat sig på att granska nätbolag med extra hög DG, vid den senaste granskningen av 2004 års värden bolag med DG > 1,2. Det är också anmärkningsvärt att det genomsnittliga värdet på DG är så högt som 1,13 (f ö samma som medianvärdet). Här bör en reservation ges för att materialet enligt tidigare diskussion inte är heltäckande. Även om täckningen varit bättre skulle man dock ha kunnat ifrågasätta medelvärde eller medianvärde som mått på normalsituationen genom att de svenska nätbolagen är så olika stora. Innan vi lämnar detta med generell över- eller undertäckning av kostnader skall en ytterligare illustration ges utifrån datamaterialet. I figur 4 visas en motsvarade fördelning av årsavgifterna som i figur 1, fastän med 2004 års värden. Där visas också motsvarande årskostnader efter division med DG. Årsavgift typkund med elvärme 10 000 9 000 8 000 7 000 6 000 5 000 4 000 3 000 Verklig årsavgift Årsavgift dividerad med DG 2 000 1 000 0 1 8 15 22 29 36 43 50 57 64 71 78 85 92 99 106 113 120 127 134 141 148 155 162 169 Rangordning efter stigande årsavgift typkund med elvärme Figur 4: Total årlig nätavgift 2004 för typkunden Villa med 20A huvudsäkring och elförbrukning 20 000 kwh per år ( Elvärmevilla ) hos olika svenska nätbolag. Den fetmarkerade kurvan motsvarar figur 1, den nedre visar motsvarande värden efter division med aktuellt nätbolags periodiserade DG för 2004.

7 Figur 4 ger en likartad bild som figur 2 vad gäller samband mellan årsavgift och DG. Det är egentligen mer i mittzonen än i ytterdelarna som DG är hög och leder därmed till att årskostnaden där ligger lägre än den ojusterade årsavgiften. Som väntat efter den tidiager diskussionen ligger den justerade kurvan i allmänhet under den ojusterade, eftersom DG i genomsnitt legat över 1. I figur 1 konstaterades att det fanns betydande spridning mellan olika nätbolag i årlig nätavgift för den studerade typkunden, drygt en faktor 2,6 mellan den lägsta och den högsta. När det gäller spridningen i kostnader kan man fundera över om denna är större eller mindre. Två faktorer som kan ge skillnader i spridningsbilden har nämnts, först skillnader i generell kostnadstäckning mätt som DG sedan skillnader i avgiftstryck mellan kundgrupper. Vi har ovan sett att spridningen i kostnader snarare torde vara större än i avgifter, eftersom man av allt att döma verkar tillämpa något slags komensatoriskt resonemang vid prissättningen med högre DG vid låga kostnader och tvärtom. Hur är det då med variationer i avgiftstrycket mellan kundgrupper? Låt oss nu gå ner på en lägre nivå och försöka se vilka medvetna val som kan finnas vid bestämningen tariffen olika abonnentgrupper inom ett nätbolag. Skillnader i avgiftstryck mellan kundkategorier Den nuvarande regleringen fokuseras alltså på två huvudprinciper, dels att det inte sker något överuttag på totalnivån inom resp. nätområde, dels att man har en icke-diskriminerande prissättning, vilket innebär att kunder inom samma kundgrupp och i samma nätbolag skall betala enligt samma tariff oavsett vilken faktisk kostnad man förorsakar. Enda undantaget gäller anslutningsavgifter, där det framförallt inom glesare nätdelar utanför sammanhållen bebyggelse finns möjligheter att anpassa avgiften efter den faktiska anslutningskostnaden. Att betala enligt samma tariff behöver dock inte betyda att alla kunder inom en viss kundgrupp betalar lika mycket, även om det kan bli så. Det tydligaste exemplet gäller vid valet av rörlig komponent i nätavgiften dvs om man väljer att låta en stor del av nätavgiften vara kopplad till elförbrukningen eller ej. Om man har en hög rörlig del blir det stora skillnader i nätavgift mellan olika brukare med olika elanvändning, något som naturligtvis inte uppkommer om nätbolaget väljer en helt fast nätavgift. Så länge alla utsätts för samma spelregler, samma tariff, kan man dock hävda att nätavgiften är icke-diskriminerande. Dock kan man naturligtvis diskutera vad som är en lämplig fördelning mellan fast och rörlig andel av avgiften, vilket vi kommer in på avslutningsvis. Låt oss dock börja med att se om man med hjälp av tillgänglig avgiftsstatistik kan se några mönster i fördelningen av avgiftstrycket mellan olika kundgrupper. Det finns i ellagen ett tydligt krav på balans mellan avgifter och kostnader på totalnivån. Det är inte heller tillåtet med variationer i avgiftstryck mellan kundgrupper, s k korssubventionering, men här är regelverket inte riktigt lika tydligt. Dessutom är detta inte något som STEM fokuserat på vid sin tillsyn, utan denna har helt inriktats på DG på totalnivån. Låt oss se på skrivningen i den proposition, som föregick den ändring av ellagen, då man införde den preciserade skrivningen att nättariffer skall vara objektiva och icke-diskriminerande. Avgifterna får vara olika mellan olika kundkategorier men de olika avgiftsnivåerna måste någorlunda reflektera de kostnader som nätföretaget har för respektive kundkategori. Något osakligt gynnande av en kundkategori på bekostnad av en annan kategori får alltså inte förekomma. (Utdrag ur Prop. 2004/05:62 sidan 268) Även om det finns visst tolkningsutrymme i propositionen genom formuleringarna någorlunda reflektera resp. osakligt gynnande verkar det trots allt vara klart att avgiftstrycket på

8 de olika kundgrupperna bör vara ungefär detsamma. Utan detaljerad insyn i kostnadsförhållandena är det svårt att avgöra vad som är en korrekt fördelning av avgifterna mellan olika kundgrupper. Samtidigt torde förutsättningarna relativt sett vara likartade, dvs man borde ha likartade kostnadsrelationer, t ex att nätkostnaden för en villa med elvärme är X gånger nätkostnaden för en villa utan elvärme. Om det skulle förekomma skillnader i avgiftsrelationer tyder därmed på skillnader i avgiftstryck. Låt oss nu utveckla analysen från figur 1 i en annan riktning. I figuren har även nätavgiften för elvärmekunder i Lund markerats utöver de i de tre nordostskånska nätbolag, som tidigare diskuterats. Det är värt att notera att nätavgiften för en normal elvärmekund är betydligt högre i Lund än i Kristianstad. Det skulle kunna vara så att kostnaderna är högre i Lund, men det finns mycket som talar för att så inte är fallet. Låt oss nu också studera nätavgifterna i olika nätbolag för en typkund utan elvärme, en brukare med 16 A huvudsäkring och en elförbrukning på 5000 kwh per år. Man kan sedan göra motsvarande rangordning över landet som för typkunden med elvärme. Om man detaljstuderar Kristianstad och Lund finner man något förvånande att rangordningen nu är den omvända jämfört med typkunden med elvärme, se figur 5. Nätavgift år 2006 för villa utan elvärme, kr/år exkl. moms 3 500 3 000 2 500 2 000 Kristianstad (C4) 1 500 Lund 1 000 500 0 1 10 19 28 37 46 55 64 73 82 91 100 109 118 127 136 145 154 163 172 181 190 Rangtal Figur 5: Total årlig nätavgift 2006 för typkunden Villa med 16A huvudsäkring och elförbrukning 5 000 kwh per år ( Villa utan elvärme ) för olika svenska nätbolag, vilka rangordnats efter stigande årsavgift. Det kan knappast finnas någon rimlig förklaring till skillnaderna i rangordningen av Kristianstad resp. Lund mellan Figur 1 och Figur 5 än att man i de två nätbolagen gjort olika politiska bedömningar vid fördelningen av avgiftstrycket mellan de två kundgrupperna villa med resp. utan elvärme. En intressant fråga är hur avvägningarna i Kristianstad resp. Lund ser ut i ett nationellt perspektiv. Ett sätt att illustrera detta är att se på avgiftsrelationen för en villa med resp. utan elvärme i olika nätbolag, se figur 6. Det förefaller rimligt att det är dyrare att distribuera el till en elvärmevilla med högre effekt- och energibehov, men frågan är hur mycket högre avgift man väljer att ta ut i förhållande till en villa med lägre effekt och

9 elförbrukning. Man skulle kunna förvänta sig att denna avgiftsrelation borde vara ungefär densamma i alla nätbolag, eftersom kostnadsstrukturen är likartad. Så är det dock inte i praktiken. I genomsnitt verkar man i svenska nätbolag anse att det är motiverat att ha 2,32 gånger högre nätavgift för en elvärmevilla jämfört med en villa utan elvärme. Om vi ser på våra två skånska städer, Kristianstad resp. Lund, finner vi att dessa ligger ganska långt ifrån mittvärdet, i Kristianstad gäller relationen 1,90, i Lund 2,75. Båda avviker alltså från genomsnittsfallet, fastän åt var sitt håll. Det som annars är slående i figur 6 nedan är de stora skillnaderna över landet. Relation årlig nätavift elvärmevilla/villa endast hushållsel 3,5 3 2,5 Lund 2 1,5 Kristianstad (C4) 1 0,5 0 1 8 15 22 29 36 43 50 57 64 71 78 85 92 99 106 113 120 127 134 141 148 155 162 Rangtal Figur 6: Relation mellan total årlig nätavgift för villa med elvärme resp. villa utan elvärme (typkunder 20A, 20 000 kwh/år resp. 16A, 5000 kwh/år), rangordning av landets nätbolag efter stigande relation. Med hänsyn till likheterna i kostnadsstruktur förefaller skillnaderna vara oväntat stora. Det tycks förekomma stora variationer i avgiftstryck och korsubventionering. I nätbolagen synes man ägna sig och energipolitik på lokal nivå på ett sätt som inte kan anses förenligt med lagstiftarens intentioner uttryckta i den ovan diskuterade propositionen, jfr den citerade formuleringen Något osakligt gynnande av en kundkategori på bekostnad av en annan kategori får alltså inte förekomma. Uppdelning av avgiften i fast och rörlig del varierar kraftigt mellan olika nätbolag I regleringen av nätavgifterna finns inga direkta hinder för nätbolagen att efter eget gottfinnande välja hur man skall göra fördelningen mellan fast och rörlig del i avgiften. I de allra flesta nätbolag verkar man vara överens om att nätkostnaden till åtminstone 80% är fast, dvs oberoende av hur mycket ström som levereras. Den tyngsta posten är kapitalkostnaden för nät och stationer. Detta talar för att man borde välja en fördelning i avgiften som speglar detta, dvs ha en stor fast del. I så fall slipper man få variationer i avgiften, som inte motsvaras av variationer i kostnaden, t ex om ett visst år blir ovanligt kallt eller ovanligt varmt. I många nätbolag anser man dock av allt att döma att denna typ av kostnadsspegling är oviktig. Man

10 vill hellre ägna sig åt att driva lokal energipolitik. Samtidigt råder det ingen samstämmighet på denna punkt. Underlag för att studera fördelningsmönstret i olika nätbolag kan hämtas ur tillgänglig avgiftsstatistik, vilken är lätt åtkomlig hos Statens Energimyndighet. Låt oss studera hur fördelningen mellan rörlig och fast del av nätavgiften ser ut i olika svenska nätbolag. Vi fokuserar liksom tidigare på typkunden villa med elvärme, eftersom det egentligen är först inom denna kundkategori som nätavgifterna börjar bli kännbara i hushållsbudgeten. Landets nätbolag har rangordnats efter stigande rörlig del, alltifrån nätbolag, där man tillämpar en helt fast avgift och sålunda en rölig del av 0%, upp till nätbolag med helt rörlig nätavgift. Även i denna jämförelse har de två skånska städerna helt olika syn på vad som är en lämplig fördelning. I Kristianstad är 23% av årsavgiften rörlig, medan den rörliga delen är 53% i Lund. Andel rörlig nätavgift för typkund villa med elvärme år 2006 100% 90% 80% 70% 60% 50% Lund 40% 30% 20% Kristianstad (C4) 10% 0% 1 9 17 25 33 41 49 57 65 73 81 89 97 105 113 121 129 137 145 153 161 169 177 185 193 Rangtal Figur 7: Andel rörlig nätavgift av total nätavgift per år för villa med elvärme (typkund 20A, 20 000 kwh/år) rangordning av landets nätbolag efter stigande andel. Enligt den inledande diskussionen torde det vara Kristianstad som har en avgiftsfördelning mellan fast och rörlig del som bäst speglar kostnadsstrukturen. Nu är Lund inte extremt med en rörlig andel av 53% för den aktuella typkunden med elvärme. Det finns nätbolag som har betydligt högre rörlig del, ja ett har en helt rörlig nätavgift, Sala-Heby, där elvärmekunderna enbart betalar 24,8 öre exkl. moms per kwh i nätavgift, motsvarande 31 öre per kwh inkl. moms. Sedan finns det andra som Luleå, Piteå, Boden och Nacka, där man har en helt fast nätavgift. Vad får då dessa olika lösningar för konsekvenser? Sett ur nätbolagets perspektiv kommer en avgiftsstruktur som avviker från kostnadsstrukturen att ge onödiga fluktuationer i intäkterna, t ex vid klimatmässiga variationer. Vad blir konsekvenserna för kunderna? Ju högre rörlig del i avgiften, desto mer lönar det sig att spara. Det är naturligtvis vällovligt att stimulera sparande, men frågan är om det är nätbolagens sak att driva energipolitik. Det uppkommer en del underliga styreffekter och mindre rimliga skillnader i förutsättningar för nätkunder beroende på var de råkar bo.

11 Låt oss se på exemplet att en elvärmekund investerar i en luftvärmepump. Självklart sparar denna investering el och minskar därmed kostnaden för inköpt el, men varför skall man också tillgodogöra sig en stor sänkning av nätavgiften, som i det flesta fall bara motsvaras av en obetydlig sänkning av kostnaden för nätbolaget? Om man studerar våra två skånska bolag ovan, Kristianstad resp. Lund, är den rörliga nätavgiften per kwh i Kristianstad 3,8 öre exkl. moms och i Lund 13,1 öre exkl. moms. Skillnaden är alltså 9,3 öre per kwh exkl. moms eller 11,6 inkl moms. Låt oss se på exemplet då en villaägare med elvärme köper en värmepump, vilken antas spara 10 000 kwh el om året. Detta minskar naturligtvis elkostnad, energiskatt mm, vilket är rimligt och önskvärt, låt vara att mönstret över året kanske inte är det ideala sett ur ett nationellt perspektiv. När elförbrukningen är som högst sparar en värmepump vanligen som minst. Vad som är mindre rimligt är att besparingen i nätavgift blir helt olika beroende på det lokala nätbolagets valda taxepolitik. I Lund skulle den årliga besparingen för kunden bli 1160 kr större än i Kristianstad, trots att kostnadsbesparingen för resp. nätbolag torde vara identisk och f ö sannolikt bäst speglas av den rörliga delen av nätavgiften i Kristianstad. Den extra avgiftsminskningen i Lund motsvaras inte av någon kostnadsbesparing och måste därmed bäras av hela kollektivet av nätkunder i Lund. Nu skall än en gång sägas att Lund och Kristianstad inte är några extrema exempel. Om vi jämfört t ex Sala-Heby och Nacka så hade vår värmepumpsinvestering minskat den årliga nätavgiften med 3100 kr i det förra nätbolaget men inte ett dugg i det senare. Den faktiska besparingen för nätbolagen torde i båda fallen vara under 500 kr per år. Här har vi alltså extrema exempel på politisk prissättning istället för kostnadsspegling. Är det rimligt att driva olika energipolitik på lokal nivå? Än en gång ställer man sig frågorna: Är det verkligen nätbolagens sak att bedriva energipolitik? Om man skall ha styrning via nätavgifterna borde inte detta ske mera samordnat så att inte de ekonomiska förutsättningarna för energibesparande åtgärder blir helt olika för brukare som råkar bo på olika ställen? Vissa skillnader baserade på fysiska förutsättningar är svåra att undvika, men bör man sedan också lägga på ovanstående politiskt bestämda skillnader? Borde inte STEM utöka sin tillsyn från att bara försöka upptäcka överuttag på totalnivå till att också se om det förekommer korssubventionering mellan kundgrupper. Slutligen behövs en diskussion om det är lämpligt att ha en fördelning mellan fast och rörlig del av avgiften som markant skiljer sig från den som finns i kostnadstrukturen. _

12 2 Ger Nätnyttomodellen dubbel kompensation för anslutningsinvesteringar? I de flesta avgiftsfinansierade nätverksamheter som el, tele och fjärrvärme förekommer såväl anslutningsavgifter som årliga brukningsavgifter. Anslutningsavgifterna skall täcka kostnaden för själva anslutningen, när en ny brukare tillkommer, men i de flesta fall är merparten en ersättning för investeringar i näten. I varje fall rör det sig ofta om kompensation för redan gjorda investeringar, vars kostnader måste täckas av abonnentkollektivet för den händelse ingen anslutning sker. Om man ser specifikt på elnäten är dessa speciella i så måtto att kostnaderna, som ligger till grund för bestämningen av avgiftstaket, inte kopplas till de faktiska investeringarna inom resp. nätområde utan till ett teoretiskt nät, vilket simuleras fram inom ramen för den s k Nätnyttomodellen (NNM) för de olika nätområdena. Denna beräkning fokuseras på genererad prestation under aktuellt verksamhetsår och tar ingen hänsyn till vad brukare betalt tidigare, t ex om man betalat något i förskott. Modellen är sålunda historielös. Regleringsförfarandet har kritiserats för detta, eftersom det kan innebära att brukare får betala för samma tjänst två gånger genom att förskottsbetalningar inte beaktas. Statens Energimyndighet (STEM) förnekar inte dessa problem utan håller med om att invändningarna är relevanta, se Bilaga 1, utdrag ur Remissrapport 2. På STEM är man är man sålunda medveten om att övergången till det nya reglerings- och tillsynsförfarandet innebär att alla historiska band klipps av. Sett ur kundens perspektiv går alla ev. förskottsbetalningar förlorade. Möjligen är denna typ av effekt något lättare att acceptera, om det rör sig om en engångseffekt i samband med ett systemskifte, då det samtidigt sker en rad olika förändringar, vilka kan verka i olika riktning. Det som framstår som mera problematiskt är när man även i den nya regleringssituationen bibehåller ett system förskottsbetalningar, samtidigt som man tillämpar ett historielöst synsätt. Tidigare verkar det i högre grad ha varit så att brukarna känt sig som aktiva i verksamheten eller rent av som delägare. Inte sällan bedrevs elnätverksamhet i form av samhälligheter eller ekonomiska föreningar. I den nya situationen antas brukarna mera vara kunder på armslängds avstånd. Då är det kanske mera naturligt att det saknas historiska kopplingar till tidigare perioders betalningar och att brukarna löpande avkrävs skälig ersättning för de tjänster man erhållit under perioden. Det kan naturligtvis resas en del frågetecken kring sättet att hantera en övergång från det gamla systemet till det nya, vilket också gjorts, jfr bilaga 1, men en enstaka övergångseffekt framstår ändå som mindre problematisk än om det finns en bestående inkonsekvens. När anslutningsavgifter även finns med i den nya regleringssituationen blir det sålunda problematiskt, eftersom dessa gäller kostnader och tjänster som sträcker sig lång tid in i framtiden. En sådan lösning passar inte in i ett system där man använder en historielös modell. Detta är ett problem framförallt sett ur brukarens perspektiv. Den som idag betalar in en anslutningsavgift har en mycket oklar bild över vilka framtida kostnads- och avgiftseffekter detta medför. Rör det sig om en förskottsbetalning eller ej? Problemet är att effekterna blir beroende av andra nya brukares agerande genom att utfallet påverkas av hur mycket nya anslutningsavgifter som nätbolaget får in under kommande år. Sedan kan man också resa en mera principiell invändning vid analys av hur anslutningsavgifter hanteras med det nuvarande förfarandet. Kontrollen av kostnadsriktighet hos avgifterna berör resp. nätbolag på totalnivå. Årets totala intäkter eller kanske egentligen snarare årets totala inkomster ställs i relation till nätbolagets schablonberäknade kostnader via NNM. Denna kvot benämns debiteringsgrad och om denna ligger vid 1,0 anses nätbolaget vara effektivt. Problemet är att anslutningsavgifterna och kapitalkostnaderna för motsvarande investeringar också kommer med i beräkningen. Årets betalda anslutningsavgifter kommer in bland inkomsterna i täljaren och kapitalkostnader för investeringar finansierade av anslutningsavgifter kommer med i nämnaren. Det finns dock ingen automatik i att detta balanserar.

13 Det finns flera skäl till detta. Ett skäl ar att det kan finnas fluktuationer över tiden i hur många anslutningar som sker. Detta är möjligen ett mindre problem. Värre är det med trendmässiga effekter. Många nätbolag torde ha kommit in i ett mognadsstadium, där anslutningar och därmed anslutningsavgifter avtar. Även om verksamheten befinner sig i ett stationärt läge, ett steady state, finns det dock problem. Detta har att göra med att kapitalkostnaderna både innefattar ränta och avskrivning. Vid kostnadsberäkning av investeringar, som är förskottsbetalade via anslutningsavgifter, bör man dock inte räkna in någon ränta. Effekterna av att räkna enligt det nuvarande förfarandet torde vara enklast att illustrera med ett räkneexempel. Räkneexempel I ett visst nätbolag antas man årligen ansluta 500 abonnenter, för vilka man enligt nuvarande tariff tar in 12 000 kr i anslutningsavgifter för var och en eller 6 Mkr totalt per år. Denna situation antas ha varit konstant under lång tid. Om man räknar med 40 års avskrivningstid och vidare antar att anslutningsavgiften speglar anslutningsinvesteringarna kan man förvänta sig att NNM beaktar 40 års anslutningsinvesteringar à 6 Mkr per år, aktuellt återanskaffningsvärde. Den totala kapitalkostnaden blir dock mer än 6 Mkr per år. Den blir drygt dubbelt så stor, om man räknar med 40 års avskrivningstid och 4,8% realränta, vilket är i enlighet med den nu tillämpade skattningen i NNM: 40*0,05669*6 = 2,2676*6 = 13,6 Mkr per år. Problemet är att man vid beräkningen av debiteringsgraden för nätbolaget har med årets anslutningsavgifter (i exemplet 6 Mkr) i täljaren men sedan i nämnaren kapitalkostnader på motsvarande investeringar (13,6 Mkr i exemplet). Egentligen borde båda posterna ha tagits bort vid beräkningen av debiteringsgraden. Här finns dock det praktiska problemet att det kan vara svårt att identifiera och avgränsa de aktuella kapitalkostnaderna (13,6 Mkr per år i exemplet). Skälet till att det blir denna typ av avvikelse mellan täljare och nämnare också under stationära förhållanden är alltså att kapitalkostnaderna i form av reala annuiteter även innefattar en räntekomponent. Om investeringarna är förskottsbetalda finns dock ingen kapitalbas/skuld att betala ränta för. Konsekvensen blir nu att nätbolaget kan öka sina avgifter motsvarande räntedelen utan att debiteringsgraden blir över 1. Nu är visserligen inte kontrollen av debiteringsgraden så strikt, åtminstone inte ännu så länge, men faktum kvarstår att det skapas utrymme för obefogad ökning av täljaren motsvarande räntekomponenten, i exemplet 13,6 6,0 = 7,6 Mkr per år. Den relativa betydelsen av denna typ av effekt kan naturligtvis variera mellan olika nätbolag, men den torde inte vara helt obetydlig med tanke på att anslutningsavgifterna typiskt sett är 12 000 kr för en effektkund upp till 25 A huvudsäkring och den årliga avgiften torde vara 3000 4000 för en typisk kund inom samma kategori, lägenhetskunder resp. villakunder. Kapitalkostnaden motsvarande en anslutningsavgift/anslutningsinvestering på 12000 kr vid 4,8% realränta över 40 år blir 680 kr per år, varav den reala avskrivningsdelen är 12000/40 = = 300 kr och räntedelen är återstoden, 380 kr i exemplet. Låt oss nu utveckla exemplet på några punkter. Först antar vi för enkelhets skull att det i det tänkta nätbolaget finns totalt 20 000 kunder inom den aktuella kategorin. Låt oss vidare se på ett tänkt läge då man inte tagit ut några anslutningsavgifter och därvid kommit fram till en genomsnittlig årskostnad av 3500 kr, vilket också är årsavgiften. I bolaget har man därmed totala kostnader och inkomster på 20 000 * 3500 = 70 Mkr. Om man nu istället haft anslutningsavgifter enligt ovan skulle detta ha inneburit att man fått inbetalningar av 6 Mkr per år och för att bibehålla debiteringsgraden vid 1,0 skulle man behöva sänka årsavgiften i motsvarande grad eller till 3 200 kr per brukare och år i genomsnitt. Därmed skulle inkomster och kostnader balansera vid 70 Mkr. Nu är det emellertid så att man borde ha tagit bort anslutningsavgifterna i täljaren och de motsvarande kapitalkostnaderna i nämnaren vid beräkningen av debiteringsgraden, DG. Detta hade givit den verkliga DG = 64/56,4 = 1,135. För att få balans borde alltså den genomsnitt-

14 liga årsavgiften sänkas till 3 500 680 = 2 820 kr, vilket givit totala intäkter exkl. nätavgifter på 20 000 * 2 820 = 56,4 Mkr och DG = 1,0. Detta problem blundar alltså STEM för. Nätbolaget i exemplet anses vara i balans, när man tar in anslutningsavgifter på 6 Mkr plus årsavgifter på 20 000 * 3 200 = 70 Mkr, givet att schablonkostnaderna enligt NNM inkl. kapitalkostnaderna anslutningsinvesteringarna ligger vid denna nivå. Ovanstående beräkningar är dock räkneexempel. Ett problem i detta sammanhang är att man sällan torde befinna sig i ett stationärt läge med konstant flöde av anslutningsavgifter. En förklaring är att anslutningsavgifter normalt endast betalas en gång oavsett livslängd på motsvarande investeringar. Ev. reinvesteringar måste täckas via brukningsavgifter. Om nätbolaget kommit in i en mognadsfas, där detta gäller, har man i princip kommit till fallet att det inte finns några anslutningsavgifter. Därmed kan man tycka att det blivit balans mellan effekter i täljare och nämnare vid beräkning av debiteringsgraden. Det ligger antagligen en del i denna invändning. Samtidigt kan det också vara så att man alltjämt utnyttjar investeringar, där förskottsbetalda anslutningsavgifter ännu täcker kapitalkostnaderna, även om tillflödet av nya avgifter minskat. I normalfallet i svenska nätbolag torde dock anslutningsavgifterna utgöra en mindre andel än i räkneexemplet ovan, men det finns troligen också exempel på motsatsen inom expansiva nätområden. Så länge man har kvar anslutningsavgifter och också har en viss volym nya anslutningar kvarstår dock det principiella problemet med att debiteringsgraden underskattas och att nätbolag opåtalat tillåts ta ut för höga årsavgifter. Det är värt att notera att de totala nätavgifterna trots allt inte är helt obetydliga, även om det kan ha skett en viss medgång. Enligt uppgifter från STEM uppgick de totala anslutningsavgifterna år 2004 i landets nätbolag till 508 266 000 kr. Nu finns det också ett annat problem med dagens situation sett ur brukarnas perspektiv. Låt oss återvända till räkneexemplet. Antag, att vi ser på situationen för en ny brukare, som står inför en anslutning till elnätet. Om vi har ett nätbolag utan anslutningsavgift kostar inträdet i princip ingenting, i varje fall inte i form av avgift, och vår genomsnittlige brukare får sedan betala 3500 kr per år. Om bolaget däremot tar ut anslutningsavgift som i exemplet och det vidare befinner sig i ett stationärt läge med årliga anslutningar av 500 st kan brukaren förvänta sig att få betala 12 000 kr i anslutningsavgift samt 3 200 i årsavgift. Detta är en sämre affär än i fallet utan anslutningsavgift. Förklaringen är det ovan diskuterade principiella felet kopplat till ränteberäkning på förskottsbetalda investeringar. Ännu värre blir det dock om det t ex är ett moget nätbolag med kanske endast 100 anslutningar per år, nu och i framtiden, allt annat lika. I så fall blir bolagets årliga inkomst från nätavgifter endast 1,2 Mkr och nätbolaget kan utan bekymmer med debiteringsgraden sätta den genomsnittliga årsavgiften till 3 440 kr, vilket med 20 000 brukare ger en årsinkomst på 68,8 Mkr eller totalt 70 Mkr inkl. anslutningsavgifter, vilket enligt förutsättningarna motsvarar den totala prestationen, nätnyttan. Detta fall innebär dock att den tillkommande brukaren gör en ännu sämre affär. Hon/han får nästan inget tillbaka av sin betalda anslutningsavgift i form av lägre årsavgifter, en anslutningsavgift på 12 000 kr medför i detta fall en sänkt årsavgift med endast 60 kr. Det bör åter framhållas att ovanstående beräkningar är räkneexempel. Samtidigt illustrerar dessa två saker, dels att den nuvarande beräkningsprincipen är inkonsekvent genom att brukaren påförs ränta på en skuld som redan betalats, dels att de ekonomiska konsekvenserna för den enskilde nytillkommande brukaren kommer att bli olika beroende på nätbolagets mognadsgrad och på agerandet av andra brukare, förhållanden som är helt opåverkbara för den nya brukaren. Denna typ av effekter förefaller inte rimliga. Om man har ett system där brukare och nätbolag befinner sig på armslängds avstånd är det naturligt att ha avgifter, vilka enbart är kopplade till den period då tjänsterna levereras, typiskt sett för ett år i taget. Anslut-

15 ningsavgifter, vilka innebär förutbetalda tjänster för flera decennier framåt passar inte in i ett sådant system. Om man ändå skall ha kvar dessa måste man åtminstone rätta till det logiska felet i beräkningen av debiteringsgraden. En pragmatisk lösning vore att införa beslutsregeln att årets anslutningsavgifter dubbleras vid beräkning av debiteringsgraden. På sikt skulle detta med stor sannolikhet innebära att nätbolagen skulle välja att ta bort anslutningsavgifterna. Även detta är dock inte helt oproblematiskt, eftersom brukare, som redan betalt anslutningsavgifter, kan känna sig som förlorare, särskilt de som betalt under de allra senaste åren. Allra renast vore att återbetala anslutningsavgifter proportionellt mot hur nära i tiden betalningen ligger och sedan övergå till en modell med enbart årsavgifter eller möjligen med anslutningsavgifter motsvarande enbart den direkta anslutningskostnaden. Avslutningsvis kan man resa två invändningar mot att ta bort anslutningsavgifter. Den första är att det alltid finns en viss risk att abonnemanget upphör i förtid. I så fall kommer inte kostnaderna för anslutningsinvesteringen att täckas fullt ut. Samtidigt bör man beakta att kapitalåtervinningen inte är proportionell mot tiden, eftersom det rör sig om en nuvärdesberäkning. Om man räknat med en avskrivningstid på 40 år, men sedan råkar ut för att abonnemanget och därmed avgifterna upphör efter halva tiden 20 år, så har man redan täckt 72% av investeringen och enbart 28% av nuvärdet täcks av de sista 20 årens avgifter. Beräkningen bygger på ett antagande om 4,8% realränta. En annan relaterad invändning är att det kan förekomma onödiga anslutningar, om nätbolagen inte tar ut några anslutningsavgifter. Detta är enligt principen om att underprissättning ofta leder till överutnyttjande. Egentligen blir detta dock inget problem annat än om abonnemanget upphör i förtid och är därmed likartat det ovannämnda, om än med skillnaden att det är abonnentens egna val och inte yttre omständigheter, som medfört att abonnemanget upphört i förtid, vilket inneburit ofullständig kapitaltäckning. En lösning i båda fallen vore att införa ett system med bindningstid i samband med att kunden begär anslutning. Om abonnemanget upphör före bindningstidens slut bör nätbolaget kunna ta ut en slutavgift motsvarande den obetalda delen av anslutningsinvesteringen. _

16 Bilaga 1: Utdrag ur Remissrapport 2 från STEM Nätnyttomodellen 2004-02-02 Inför det slutliga fastställandet av modellen http://www.stem.se/web/stemfe01e.nsf/v_media00/c12570d10037720fc1256e2e0052 8B59/$file/Remissrapport%202%20slutlig.pdf Sidan 21-3.2 Val av beräkningsmetod Vid beräkningen av de årliga kapitalkostnaderna sker i Nätnyttomodellen en real annuitetsberäkning baserad på modellnätets nuanskaffningskostnad (NUAK). Som framgår av förra remissrapporten är det långt ifrån självklart att just denna metod ska väljas. Fördelen med metoden är att det är förhållandevis enkelt för myndigheten att beräkna ett NUAK jämfört med att försöka skatta de historiska anskaffningskostnaderna för kapitalet. Metoden ger också en relativt jämn kapitalkostnad över tiden vilket är en fördel ur prissättningssynpunkt. Nackdelen med metoden är den kan ge kapitalkostnader som kraftigt avviker från företagens verkliga kostnader för kapitalet. Stefan Yard, docent i företagsekonom på Lunds universitet har utvecklat detta i sitt remissvar. Yard pekar på två risker med att använda den föreslagna metoden. Det ena är att nätföretagen får för svaga incitament att investera eftersom modellen inte tar hänsyn till vilka faktiska investeringar som sker i näten. Det befaras kunna leda till att nätföretagen underinvesterar. Den andra invändningen är att metoden kan leda till en betydande förmögenhetsöverföring från kunderna till nätägarna, d.v.s. att metoden överskattar kapitalkostnaderna. Myndigheten är väl medveten om att den nya regleringsmodell som nu införs kan leda till att företagen drar ner på såväl investeringar som drift och underhåll. Det är därför det är så viktigt att leveranskvalitetsfunktionen i modellen verkligen ger ekonomiska incitament att hålla en hög leveranskvalité. Myndigheten kommer också genom föreskrifter och på annat sätt verka för en hög kvalité i näten. Den andra risken som Yard lyfter fram måste också den tas på allvar. Yard redovisar ett räkneexempel som indikerar att det skulle räcka med en genomsnittlig kapitalersättning på ca 750 kronor per kund jämfört med den genomsnittliga kapitalersättning på ca 1 000 kronor per kund som modellen ger. Om detta är riktigt betyder det en förmögenhetstransferering på från kundkollektivet till nätägarna på ca 25 miljarder kronor. Skälet till detta är enligt Yard att de allra flesta nätföretag tillämpat en s.k. nominell linjär metod när man historiskt har beräknat kapitalkostnaderna vid tariffsättning. Med en nominell linjär metod hjälper inflationen till att betala av skulden. Det problem som Yard tar upp är en konsekvens av att ett framåtblickande perspektiv har valts när Nätnyttomodellen konstruerats, och myndigheten är medveten om att metoden ger nätföretagen generöst betalt för det kapital som investerats i verksamheten. Genom att byta från en nominell linjär metod till en real annuitetsmetod får kunderna till viss del betala en gång till för de investeringar som redan är avskrivna. Det finns dock faktorer som verkar i motsatt riktning: För det första innebär det framåtblickande perspektivet att företagen får relativt dåligt betalt för drift och underhåll (DoU). Modellen beräknar DoU baserat på ett modernare och mindre underhållskrävande nät än det verkliga nätet. För det andra är modellnätet i allmänhet mindre än de verkliga näten, även när hänsyn är tagen till det nya redundanstillägget. Det beror bl.a. på att det verkliga nätet byggts upp successivt under en lång period och den förändring som löpande sker i samhället leder till att det verkliga elnätet inte blir så optimalt som modellnätet.

17 Bilaga 2: Hur varierar ledningsinvestering per kund med ledningslängd per kund? I denna rapport har påtalats att det vid tillämpning av nuvarande regelverk sker en viss dubbeltäckning av kostnaderna för investeringarna i de yttersta delarna av elnäten genom att nytillkommande brukare först får betala anslutningsavgifter i förskott för sina specifika ledningsinvesteringar, men sedan kommer kostnaderna för dessa investeringar tillbaka till hela abonnentkollektivet genom att de räknas in i den nätnytta som Nätnyttomodellen (NNM) tar fram och som utgör avgiftstaket för det aktuella nätbolaget. Huvudpoängen i rapporten är att denna dubbelräkning måste elimineras. Sedan kan man egentligen också ifrågasätta vissa av de antagna kostnadssambanden. Det är nämligen så att man inte räknar med samma grundmönster i schablonen för anslutningsavgifter som i NNM. Visserligen är beräkningarna inte helt jämförbara genom att schablonen för anslutningsavgifter är kopplad till situationen för den enskilde abonnenten, medan NNM är kopplad till en grupp abonnenter, typiskt sett ett delområde som betjänas av en nätstation och till sist situationen för ett helt nätbolag. En av de mest centrala kostnadsdrivarna i NNM är kundtätheten, dvs ledningslängd per abonnent. I de uppställningar som presenteras i NNM fokuseras ofta på investering eller kostnad per meter vid olika kundtäthet, ledningslängd per abonnent. Det är dock inte svårt att göra en omräkning till t ex investering per abonnent som funktion av ledningstätheten. Om man gör detta framträder nedanstående mönster på ledningsnivån längst ut i näten, lågspänningsdelen närmast abonnenterna: Ledningsinvestering per abonnent 16000,0 14000,0 12000,0 10000,0 8000,0 6000,0 4000,0 2000,0 0,0 1 6 11 16 21 26 31 36 41 46 51 56 61 66 71 76 81 86 91 96 Ledningslängd per abonnent Figur 1: Ledningsinvestering per abonnent som funktion av ledningslängd per abonnent baserat på kostnadsfunktion och parametervärden i NNM (Y-värden är angiven tangens hyperbolikus-funktion med insatta parametervärden, som ger investering per m, sedan uppräkning för motsvarande ledningslängd, jfr Nätnyttomodllen från insidan av Mats B O Larsson samt Nätnyttomodellen Beslut med underlag från STEM).

18 Spontant kan man ställa sig lite undrande inför kostnadsfunktionen, vilket naturligtvis inte automatiskt innebär att den måste vara felaktig. Puckeln i funktionen runt maximipunkten vid ledningstätheten 34 m/abonnent är inte självklar och behöver förklaras. Från STEM har man framfört att ledningsinvesteringarna per m i riktigt täta nät är så mycket högre att även investeringen per abonnent blir högre än i glesare områden trots kortare ledningssträckor. Det gäller ledningar i stadskärnor med trängsel, dyr gatubeläggning, många parallella infrastruktursystem att beakta, arkeologiska hänsyn osv. Det som dock inte verkar vara helt klart är varför investeringen per abonnent antas vara lägre i extremt täta områden, dvs varför den t ex är lägre vid tätheten 20 m/abonnent (11 448 kr/abonnent) jämfört med läget vid maxpunkten vid tätheten 34 m/abonnent (14 646 kr/abonnent). Nåväl, det kan säkerligen finnas skäl att diskutera realismen i täthetsfunktionen i NNM. I denna rapport har vi dock fokuserat på anslutningsavgifter. Enligt den schablonmodell som STEM tillämpar gäller följande för anslutningsavgifter: Inom sammanhållen bebyggelse (typiskt sett city och tätort) Grundavgift: 13000 kr Utanför sammanhållen bebyggelse (typiskt sett ytterområden och glesbygd) Grundavgift:15500 kr Tillägg per m ledning utöver 60 m: 98 kr Vid ledningslängd utöver 560 m (det s k utlösningsvillkoret) tillkommer automatiskt en investering i en transformatorstation 47 800 kr för stolpstation eller 65 000 kr för en satellitstation. Nätbolaget avgör vilken typ av nätstation som skall väljas. För tillkommande ledning utöver 560 behövs högspänningsledning, vilken kräver en investering av 185 kr per m. Vi skall inte heller fördjupa oss i en diskussion om denna schablon är realistisk. Det är dock anmärkningsvärt att det tycks föreligga en diametralt olika grundsyn i NNM resp. i anslutningsavgiftsschablonen, om hur investeringsbeloppen varierar med ledningstätheten. I NNM antas ledningsinvesteringarna vara höga i täta nät, medan man i schablonen för anslutningsavgifter antar att det krävs större investeringar per abonnent i glesa nät. Låt oss se på ett räkneexempel. Vi tänker oss att ansluta två områden med några tiotal brukare i vardera. Det ena är ett tätt område med en ledningslängd av 35 m per abonnent, det andra är glesare med 80 m per abonnent. Anslutningsavgiften per brukare skulle i det första området bli 13 000 kr, medan det i det senare skulle bli 15 500 + (80 60)*98 = 17 460 kr i genomsnitt, givet att området betraktas som liggande utanför sammanhållen bebyggelse. Enligt ett par domar i länsrätten i Södermanlands län 1 bör det vara tillåtet att täcka merkostnaden utöver 60 m även om området vore att betrakta som sammanhållen bebyggelse, så även med denna klassificering skulle en högre avgift än grundavgiften kunna tas ut i det glesa området. Nåväl, anslutningsinvesteringen och därmed anslutningsavgiften per abonnent antas vara högre i det glesa området med längre ledning per abonnent. Hur ser det då ut i NNM? I det täta området antas leningsinvesteringen per abonnent vara 14 640 kr, medan den i det glesare området med tätheten 80 m/abonnent antas bara vara strax 1 Av fotnot 24 i anvisningarna Nätanslutningsavgift från Energimarknadsinspektionen framgår: Länsrätten i Södermanlands län, dom den 22 juni 2005 i mål nr 2505-04 där totala sträckan var 215 meter och domstolen utgav tilläggsavgift efter 60 meter samt Länsrätten i Södermanlands län, dom den 30 november 2005 i mål nr 2508-04 där totala sträckan var 80 meter och domstolen utgav tilläggsavgift efter 60 meter. Båda dessa domar är överklagade.

19 under 6 520 kr per abonnent, dvs knappt 45% av värdet i det täta området. Vi skall inte här ge oss in på vad som är den korrekta avbildningen av verkligheten, men båda kan rimligtvis inte vara sanna samtidigt. Det kan inte vara rimligt att anslutningsavgiften i det glesa området är 134% av vad den är i det täta samtidigt som den antagna investeringen i NNM bara är 45%. Här behövs klarlägganden. Ledningsinvestering/anslutningsavgift 20000,0 18000,0 16000,0 14000,0 12000,0 Anslutningsavgift enligt schablon Schabloninvestering enligt NNM 10000,0 8000,0 6000,0 4000,0 2000,0 0,0 1 6 11 16 21 26 31 36 41 46 51 56 61 66 71 76 81 86 91 96 Ledningslängd per abonnent Figur 2: Ledningsinvestering per abonnent enligt NNM och anslutningsavgift per abonnent enligt schablon från STEM som funktion av ledningslängd per abonnent.