Differentierade avskrivningstider för elnätföretagens anläggningar

ENERGIMARKNADSINSPEKTIONEN Differentierade avskrivningstider för elnätföretagens anläggningar UPPDRAGSNUMMER 5474688000 VERSION 1.1 Sweco Gjøwellsgatan 22 Box 34044 SE 100 26 Stockholm, Telefon +46 (0)8 695 60 00 Sweco Energuide AB Org.nr 556007-5573 Styrelsens säte: Stockholm Ingår i Sweco-koncernen www.sweco.se

Ändringsförteckning VERSION DATUM FÖRFATTARE GRANSKAD GODKÄND Draft 0.9 170609 Draft 1.0 170612 Version 1.1 170705 Jörgen Hasselström, Johan Bergerlind, Jakob Helbrink Jörgen Hasselström, Johan Bergerlind, Jakob Helbrink Jörgen Hasselström, Johan Bergerlind, Jakob Helbrink Jörgen Hasselström Jörgen Hasselström Jakob Helbrink Jörgen Hasselström Jörgen Hasselström Johan Bergerlind Sweco Gjøwellsgatan 22 Box 34044 SE 100 26 Stockholm, Telefon +46 (0)8 695 60 00 Sweco Energuide AB Org.nr 556007-5573 Styrelsens säte: Stockholm Ingår i Sweco-koncernen www.sweco.se

Sammanfattning Energimarknadsinspektionen har uppdragit åt Sweco att ta fram förslag på differentierade regulatoriska avskrivningstider för anläggningar som ingår i de svenska elnätsföretagens kapitalbas. De differentierade avskrivningstiderna ska baseras på den förväntade ekonomiska livslängden för de huvudsakliga anläggningskategorierna, det vill säga den tid som det anses lönsamt att behålla en anläggning i stället för att byta till en ny. Med lönsam menas i detta avseende enbart ur ett funktionellt och samhällsekonomiskt perspektiv inte ur ett regulatoriskt perspektiv. De differentierade avskrivningstiderna ska således i princip kunna appliceras framöver oavsett om nuvarande regulatoriska modell i framtiden bibehålls, utvecklas eller förnyas. Swecos förslag grundar sig på en litteraturstudie samt workshops med oberoende branschexperter och representanter för den svenska eldistributionsbranschen. Vidare har en jämförelse av Swecos förslag med regulatoriska avskrivningstider i några jämförbara länder genomförts. Sweco föreslår en indelning i tolv anläggningskategorier. Två av dessa förutsätter att en omarbetning av normvärdeslistan genomförs. Styr- och kontrollutrustning bryts ut ur normkoderna för ställverk och byggnader och kabelskåp bryts ut från normkoderna för lågspänningskabel. Motivet för att skapa nya normkoder är att dessa anläggningar har kortare ekonomisk livslängd än sin moderkategori. De ger också upphov till omfattande användning av den regulatoriska metoden partiell förnyelse som är administrativt tung för elnätsföretagen. Sweco bedömer det realistiskt att utveckla de nya normkoderna inför tillsynsperioden 2020 2023 om arbetet påbörjas relativt omgående. I tabellen nedan redogörs för förväntad ekonomisk livslängd, nuvarande avskrivningstider samt Swecos förslag till regulatorisk avskrivningstid. Tabell 1. Sammanställning av nuvarande och föreslagen regulatorisk avskrivningstid. Anläggningskategori Källa: Sweco analys Regulatorisk avskrivningstid (år) Ekonomisk livslängd (år) Nuvarande Föreslagen Kabel, lokalnät 50-80 40 60 Luftledning, regionnät 40-80 40 60 Kabel, regionnnät 45-60 40 50 Transformator 35-60 40 50 Mark & bygg 40-60 40 50 Luftledning, lokalnät 35-60 40 40 Ställverk, primärapparater 35-55 40 40 Nätstation 30-50 40 40 Kabelskåp 20-40 40 30 Styr- och kontrollutrustning 15-25 40 20 Mätare 10-15 10 10 IT-System 5-10 10 10

Sweco utgår i sitt förslag till regulatoriska avskrivningstider från den förväntade ekonomiska medellivslängden av anläggningar vid utrangering för de flesta kategorier. Med denna definition av ekonomisk avskrivningstid bör den regulatoriska kapitalersättningen inkludera en komponent för att dels kompensera för förtida förnyelser samt tidiga anläggningshaverier, dels ge incitament att vidmakthålla fungerande anläggningar. Detta kan till exempel ske genom en regulatorisk svans där viss kapitalersättning ges även för anläggningar som används utöver den regulatoriska avskrivningstiden. 1 Sammantaget innebär Swecos förslag att den kapitalviktade medelavskrivningstiden för elnätsföretagens samlade tillgångar i kapitalbasen ökar från idag ca 39 år till ca 50 år. Sweco har genomfört en konsekvensanalys som analyserar hur kapitalersättningar påverkas såväl kort- som långsiktigt. Konsekvensanalysen visar att de föreslagna avskrivningstiderna kortsiktigt leder till en lägre kapitalförslitning (cirka 16 %) men relativt sett något högre kapitalavkastning. Det bör nämnas att den högre kapitalavkastningen är starkt beroende av vilka antaganden som görs kring maximal regulatorisk ålder samt antagen åldersstruktur för respektive anläggningskategori. För den nuvarande reglerperioden - och med en investeringsfilosofi som inte ännu fullt ut är anpassad efter respektive regelverk - så blir den totala kapitalersättningen något högre med Swecos förslag på differentierade avskrivningstider, baserat på Swecos antagande kring åldersstruktur och maximal regulatorisk ålder. På längre sikt ser vi en motsatt trend där totala kapitalersättningen blir relativt högre för det nuvarande regelverket. Långsiktigt så blir kapitalavkastningen oförändrad för de två regelverken, vilket leder till en jämförelsevis lägre total kapitalersättning (ca 6 %) med Swecos föreslagna avskrivningstider. Swecos föreslagna kategorier och avskrivningstider kommer, antaget att elnätsföretagen anpassar reinvesteringsnivåer till respektive regelverks avskrivningstider, även att leda till ett lägre långsiktigt reinvesteringsbehov samt till ett investeringsbehov som är jämnare utspritt över tiden. Swecos föreslagna kategoriseringar och avskrivningstider har utgått från befintlig normvärdeslista, och därmed beaktas primärt lokal- och regionnät. Sweco bedömer dock att den föreslagna kategoriseringen och avskrivningstiderna bör vara tillämpbara även för stamnätstillgångar. 1 Svansen skapar framförallt incitament att vårda anläggningar och inte byta ut komponenter som fortfarande fyller sin funktion. Sweco bedömer att det är troligt att en svans är samhällsekonomiskt effektiv. Ytterligare ett argument för en svans är att det är en del av regelverket för innevarande tillsynsperiod och att en fortsatt användning av en regulatorisk svans bidrar till tillsynsmodellens förutsägbarhet. Om en svans fortsatt ska vara en del av den regulatoriska modellen, samt dess utformning, ligger utanför uppdragets omfattning. VERSION 1.1

Innehållsförteckning 1 Inledning 1 2 Del 1: Nuvarande avskrivningstider 3 2.1 Bakgrund och metodik 3 2.2 Inledande kategorisering av anläggningstillgångar 5 2.3 Investeringar och utrangeringar i svenska elnäten 7 2.4 Internationell utblick, litteraturstudie 12 2.5 Sammanfattning 22 3 Del 2: Kategorisering av anläggningarna 24 3.1 Bakgrund 24 3.2 Inledande analys och intern workshop 24 3.3 Resultat från workshop med Energiföretagen 27 3.4 Styr- och kontrollutrustning för effektiv nätdrift 29 3.5 Förslag på nya anläggningskategorier 30 3.6 Behov av nya normkoder 34 4 Del 3: Avskrivningstider per ny kategori 35 4.1 Bakgrund 35 4.2 Föreslagna avskrivningstider 35 4.3 Regulatorisk svans för kapitalbasen 40 4.4 Regelverk avseende avskrivningar i jämförbara länder 41 4.5 Avskrivningstider för stamnätsanläggningar 46 4.6 Sammanfattning 46 5 Del 4: Konsekvensanalys 49 5.1 Klassificering av anläggningar 49 5.2 Beräkning av reviderad kapitalbas 53 5.3 Framtida reinvesteringsbehov 55 5.4 Resultat påverkan på kapitalersättning över tid 58 5.5 Sammanfattning 61 6 Slutsatser 63 Appendix I 65

VERSION 1.1 1 Inledning Sveriges elnätsföretag agerar på en naturlig monopolmarknad och är således föremål för en relativt omfattande reglering. Syftet med denna reglering, som bedrivs av Energimarknadsinspektionen (Ei), är att säkerställa skäligheten i elnätsföretagens avgifter för överföring av el och anslutning till elnät men också att ge nödvändiga incitament för nätbolagen att bedriva nätverksamheten långsiktigt. Att bedriva elnätsverksamhet är förenat med stora kapitalkostnader och investeringar i nödvändig infrastruktur görs generellt med en lång planeringshorisont. Detta betyder också att en betydande del av ett elnätsföretags kostnader går att härröra till periodiska avskrivningar (s.k. kapitalförslitning). I nuvarande reglermodell beräknas den del av kapitalkostnaden som motsvarar kapitalförslitning som en fast andel av nuanskaffningsvärdet. Den fasta andelen beräknas utifrån anläggningstillgångens ekonomiska livslängd. För en anläggningstillgång vars ekonomiska livslängd har gått till ända beräknas andelen utifrån tillgångens ålder. Den ekonomiska livslängden anses idag vara fyrtio år för en anläggning för överföring av el och tio år för övriga anläggningstillgångar. Vidare beräknas kapitalförslitning för en anläggning för överföring av el till dess anläggningen är femtio år, och för övriga anläggningstillgångar till dess tillgången är tolv år. När anläggningarna passerat femtio, respektive tolv år, genereras i nuvarande reglermodell inga ytterligare intäkter. För att bibehålla kapitalersättning måste anläggningarna således förnyas. Den ekonomiska livslängden är därmed en central parameter i reglermodellen för att säkerställa periodisk förnyelse av elnäten. Sätts den ekonomiska livslängden för kort riskerar man att anläggningar som fortfarande är användbara byts ut; detta riskerar på sikt leda till icke-skäliga avgifter för elnätsbolagens kunder. Sätts den ekonomiska livslängden för lång riskerar man i stället att nödvändiga investeringar skjuts på framtiden vilket på sikt kommer påverka leveranssäkerheten och utvecklingen av elnäten negativt. Ei fick den 20 december 2016 i uppdrag av regeringen att se över regleringen av intäkter från elnätsverksamhet. Inom ramen för uppdraget ska Ei föreslå författningsreglering avseende rimlig avkastning för elnätsverksamhet och lämna förslag till övriga ändringar relaterat till bestämmelserna om nätföretagens intäkter. Som en potentiell övrig ändring vill Ei utreda om det finns anledning att föreslå differentierade avskrivningstider för anläggningar som ingår i elnätföretagens kapitalbas. Regeringsuppdraget ska redovisas till regeringen senast den 23 oktober 2017. Energimarknadsinspektionen har som en följd av sitt regeringsuppdrag uppdragit åt Sweco att ta fram förslag på differentierade avskrivningstider för anläggningar som ingår i de svenska elnätsföretagens kapitalbas. De differentierade avskrivningstiderna ska baseras på den förväntade ekonomiska livslängden för de huvudsakliga anläggningskategorierna. Det vill säga den tid som det anses lönsamt att behålla en anläggning i stället för att byta till en ny. Med lönsam menas i detta avseende enbart lönsam ur ett drift- och underhållsperspektiv, inte ur ett regulatoriskt perspektiv. De 1

differentierade avskrivningstiderna ska således i princip kunna appliceras framöver oavsett om nuvarande regulatoriska modell i framtiden bibehålls, utvecklas, eller förnyas. Rapporten är uppdelad i fyra huvudkapitel. Den första delen syftar till att utreda hur väl de nuvarande regulatoriska avskrivningstiderna svarar mot de verkliga ekonomiska livslängderna för de anläggningar som ingår i elnätsföretagens kapitalbas. Sweco har här analyserat elnätföretagens planerade investeringar och utrangeringar för perioden 2016 2019 och kombinerat detta med en litteraturstudie en internationell utblick där information från diverse forskningsorgan, branschorganisationer, och reglermyndigheter inhämtas. I den andra delen av uppdraget utreds om det finns något mer ändamålsenligt sätt att kategorisera elnätsföretagens anläggningar, avseende avskrivningstider, än den struktur som tillämpas idag. För att hitta en indelning i lämpliga anläggningskategorier med specifikt anpassade avskrivningstider har Sweco genomfört ett antal olika analyser. Analysen och slutsatserna från uppdragets första del utgör här ett viktigt underlag för slutlig specificering i lämpliga kategorier. Vidare har arbetsmöten med branschexperter som besitter detaljerad kunskap kring investeringsfilosofier och teknisk och ekonomiska livslängder för de ingående komponenterna i de svenska elnäten genomförts. Specifikt har även en analys kring för- och nackdelar med att dela upp dagens normkoder i underkategorier alternativt att helt introducera nya normkoder gjorts. Slutligt förslag på anläggningskategorier har även beaktat styr- eller kontrollutrustning som kan göra driften av näten mer effektiv. I den tredje delen av uppdraget har Sweco utrett och föreslagit lämpliga avskrivningstider för de anläggningskategorier som föreslagits i den föregående delen av uppdraget. Swecos föreslagna avskrivningstider har också jämförts med ett antal jämförbara länders tillämpning av reglermässiga avskrivningstider. I den fjärde delen presenteras en enklare konsekvensanalys där vi med nuvarande regulatoriska regelverk som bas analyserat de differentierade avskrivningstidernas påverkan på kapitalersättning och på framtida investeringsbehov. Detta har gjorts både på kort och lång sikt. Rapporten avslutas sedan med en sammanfattning av de viktigaste slutsatserna. 2

2 Del 1: Nuvarande avskrivningstider Den första delen syftar till att utreda hur väl de nuvarande regulatoriska avskrivningstiderna svarar mot de verkliga ekonomiska livslängderna för de anläggningar som ingår i elnätsföretagens kapitalbas. 2.1 Bakgrund och metodik I nuvarande reglermodell antages den ekonomiska livslängden vara fyrtio år för en anläggning för överföring av el och tio år för övriga anläggningstillgångar. Utöver denna livslängd ges möjlighet för en begränsad kapitalersättning för en anläggning för överföring av el till dess den är femtio år, och för övriga anläggningstillgångar till dess de är tolv år. Den första delen av detta uppdrag syftar till att utreda hur väl de nuvarande regulatoriska avskrivningstiderna svarar mot de verkliga ekonomiska livslängderna för de anläggningar som ingår i elnätsföretagens kapitalbas. För att göra denna analys utgår Sweco från normvärdeslistan. Anläggningarna i normvärdeslistan grupperas i ett antal huvudkategorier. Kategoriseringen baseras på två huvudsakliga parametrar: Anläggningstillgångarnas funktionalitet. Anläggningstillgångarnas förväntade ekonomiska livslängd. För denna del av uppdraget kan ett antal olika metodiker appliceras. Då Ei i sin uppdragsbeskrivning angett att delen ska utgöra en mindre del av uppdraget har Sweco dock bedömt att det inte är möjligt att inhämta historisk projektspecifik information från elnätsföretagen avseende reinvesteringar och utrangeringar. Sweco har istället baserat analysen på elnätföretagens planerade investeringar och utrangeringar för perioden 2016 2019. Dessa inrapporterades till Ei år 2015 inför fastställandet av intäktaramar för kommande reglerperiod. Nackdelen med denna analys är att inrapporterade data beskriver planerade utrangeringar och inte faktiskt genomförda. En ytterligare nackdel är att åldersstrukturen i de inrapporterade svenska kapitalbaserna är bristfällig. Detta beror på att åldern vid ingången av nuvarande reglerperiod varit regulatoriskt begränsad ( 38-årsregel ), varför många nätföretag inte lagt resurser på att åldersbestämma anläggningar som är äldre än den regulatoriska maxåldern, se Figur 1. Utöver kvalitetsbristerna i det inrapporterade underlaget inför innevarande tillsynsperiod, så är det svenska elnätet delvis präglat av tidigare och nuvarande reglermodeller, vilket kan ha haft och har en påverkan på föryngringstakt och därmed ekonomisk livslängd. Sammantaget saknar 5 % av den totala rapporterade regulatoriska kapitalbasen uppgift om ålder och 24 % av anläggningarna anges vara byggt 1976 och 1977. Vid vår analys av planerade utrangeringar härrör således en oproportionerligt stor andel av dessa från 1976 och 1977. VERSION 1.1 3

Andel av nuanskaffningsvärde Figur 1 Drifttagningsår enligt ansökan om intäktsram för innevarande tillsynsperiod, 2016 2019. 16% 14% 12% 10% 8% 6% 4% 2% 0% Källa: Ei + Swecos analys År Analysen av de svenska intäktsramsansökningarna har sedan kombinerats med en litteraturstudie en internationell utblick där Sweco inhämtat information från diverse forskningsorgan, branschorganisationer, och reglermyndigheter. Baserat på underlaget har Sweco bildat en uppfattning kring förväntande ekonomiska livslängder för anläggningstillgångarna som kompletterar analysen av de svenska planerade utrangeringarna. Viktigt för den internationella utblicken har varit att säkerställa att livslängden är korrekt definierad för jämförbarhet. I detta avseende finns det åtminstone tre olika livslängder att beakta: Teknisk livslängd avser maximal ålder för vilket den huvudsakliga funktionen på komponenten kan säkerställas. Denna ålder är dock generellt längre än den ekonomiska livslängden. Ekonomisk livslängd avser maximal ålder för vilket den huvudsakliga funktionen på komponenten kan säkerställas till en underhålls- och driftskostnad som står i proportion till anläggningens ursprungliga värde. En anläggning kan även nå slutet på sin ekonomiska livslängd på grund av förändrad efterfrågan, politiska beslut, teknologisk utveckling och/eller nya funktionskrav. Bokföringsmässig ekonomisk livslängd som ekonomisk livslängd men där en viss försiktighetsprincip tillämpas i enlighet med gällande redovisningsstandarder. Vissa tumregler, såsom att livslängden ska sättas till en nivå där 90 % av anläggningarna fortfarande är i drift, tillämpas ofta. 4

VERSION 1.1 För detta uppdrag är det den ekonomiska livslängden som studerats. Denna livslängd har även historiskt utgjort basis för de regulatoriska avskrivningstider som tillämpas i den svenska reglermodellen. 2.2 Inledande kategorisering av anläggningstillgångar Ett första utkast till indelning i ett antal huvudkategorier togs fram i ett tidigt skede i projektet. Analysen har utgått från gällande normprislista. Det betyder att Sweco inte introducerade några nya kategorier som kräver förändringar och kompletteringar av gällande normprislista. Sju huvudkategorier identifierades. Dessa kategorier presenteras nedan i fallande ordning där den första anläggningskategorin representerar mest värde för nätbolagen. 1. Kabel Kategorin kabel representerar 44 % av nuanskaffningsvärdet av normvärderade anläggningar som ingår i den samlade regulatoriska kapitalbasen för de svenska lokal- och regionnätföretagen. Den består i första analysen av lågmellan- och högspänningskabel samt kringutrustning till kabelanläggningarna, mest noterbart kabelskåp. Kablar i mark har generellt lång livslängd då de ligger skyddade för yttre påverkan och väder och vind. Största felorsakerna är fel i skarvar och avslut samt, speciellt i tätort och citymiljö, skador förorsakade av närliggande mark och grävarbete. 2. Luftledning Kategorin representerar 18 % av nuanskaffningsvärdet för nätbolagens anläggningar och består av låg- mellan- och högspänningsledningar. Den sistnämnda kategorin är typiskt byggd trädsäker och är överlag något bättre skyddad mot yttre påverkan än låg- och mellanspänningsledningar. Generellt förväntas långa ekonomiska livslängder för luftledningar. Nätbolagens periodiska och korrigerande underhåll medför ofta en gradvis förnyelse av stolpar och isolatorer vilka är de delar av anläggningarna som har kortast livslängd. 3. Transformatorer Kategorin representerar 11 % av nuanskaffningsvärdet för nätbolagens anläggningar och den är relativt jämt fördelad mellan större krafttransformatorer och distributionstransformatorer. Transformatorer innehåller få rörliga delar och de större krafttransformatorerna står typiskt placerade i en skyddad miljö. Distributionstransformatorer kan vara placerade utomhus i stolpstationer, inhysta i byggnader eller placerade i markstationer. 4. Ställverk Kategorin representerar 8 % av nuanskaffningsvärdet av anläggningar som ingår i den samlade regulatoriska kapitalbasen och består av s.k. primärapparater som används för mätning, kopplingsåtgärder och övervakning av elkraftsystemet samt för skydd av viktiga funktioner och komponenter i elnätet. Komponenterna finns typiskt representerade i transformator- och fördelningsstationer. Ställverk finns även i de flesta nätstationer. De ingår då normalt i normvärdet för nätstationen men kan - i speciella fall - värderas separat, exempelvis om de kraftigt avviker från den bestyckning som utgjort grunden för normvärdet. Noterbart är att kontrollutrustningen till ställverkskomponenterna 5

ingår i dagens normkoder. Då dessa kontrollutrustningar numera snarare är att betrakta som ett IT-system kan man förvänta sig åtminstone en uppgradering av kontrollutrustningen under den ekonomiska livslängden för själva primärapparaterna. 5. Nätstation Kategorin representerar 6 % av nuanskaffningsvärdet av anläggningar som ingår i den samlade kapitalbasen. Den består av byggnader och nödvändig skydds- och kopplingsutrustning (exkluderat transformatorn) som används i transformeringssteget från mellanspänning ner till lågspänning. 6. Mark & bygg Denna kategori motsvarar i huvudsak byggnader i anslutning till fördelningsstationer samt de normkoder som används för att representera grundkostnaden för transformator- och fördelningsstationer. I denna grundkostnad ingår nödvändiga markarbeten samt viss övrig utrustning såsom stängsel och grind. Kategorin utgör idag 4 % av nuanskaffningsvärdet av anläggningar som ingår i den samlade kapitalbasen. Normkoderna för byggnader innehåller också nödvändig kontrollutrustning såsom fjärrkontrollsystem samt likoch växelspänningssystem för lokalkraftförsörjning. 7. Mätare Används för insamling av förbrukad energi och finns således i ett mycket stort antal. Kategorin utgör idag 4 % av nuanskaffningsvärdet av anläggningar som ingår i den samlade kapitalbasen. Utöver dessa sju huvudkategorier finns det ett antal normkoder som är något svårare att gruppera ihop. Det sammanlagda värdet av dessa anläggningar är inte stort men de måste likafullt hanteras. Sweco föreslår därför initialt två ytterligare kategorier: 8. Kraftutrustning - Kategorin utgör idag av mindre än 1 % av nuanskaffningsvärdet av anläggningar som ingår i den samlade kapitalbasen och består av utrustning för reaktiv kompensering och nollpunktsbildare. Nollpunktsutrustning som är monterad i krafttransformatorers nollpunkt ingår i normkoden för transformatorn. 9. Kontrollutrustning, automation och reservkraftaggregat - Kategorin utgör idag mindre än 1 % av nuanskaffningsvärdet av anläggningar som ingår i den samlade kapitalbasen. Då kontrollutrustning även är en del av normkoderna för ställverksfack och byggnader utgörs gruppen i detta läge av ett fåtal normkoder för fjärrstyrda luftledningsfrånskiljare samt reservkraftaggregat. Noterbart är också att cirka 4 % av kapitalbasen värderas utanför normprislisan med någon av metoderna anskaffningsvärde, bokfört värde eller annat skäligt värde. Huvudsakliga komponentgrupper för denna typ av värdering är nätstationer och jordkabel i cityområde samt sjökabel. Som tidigare nämnt, syftar den första delen av detta uppdrag till att utreda hur väl nuvarande regulatoriska avskrivningstider svarar mot de verkliga ekonomiska livslängderna för de anläggningar som ingår i elnätsföretagens kapitalbas. För denna analys nyttjas initialt följande anläggningskategorier, se Tabell 2. 6

Tabell 2 Preliminära anläggningskategorier i normvärdeslistan som utgör basen för Swecos initiala analys av ekonomisk livslängd. Nuvarande regulatorisk Värde (SEKm) Andel av kapitalbas Preliminära anläggningskategorier avskrivningstid (år) Kabel 175 161 44% 40 Luftledning 72 783 18% 40 Transformator 43 973 11% 40 Ställverk 32 962 8% 40 Nätstation 23 820 6% 40 Mark & Bygg 15 464 4% 40 Mätare 14 453 4% 10 Kraftutrustning 910 0% 40 Kontrollutrustning, automation och reservkraftaggregat 845 0% 40 Totalt normvärde 380 371 96% Källa: Sweco analys 2.3 Investeringar och utrangeringar i svenska elnäten I samband med förhandsregleringen av intäktsramen inför reglerperiod 2016-2019 så rapporterade Sveriges elnätsföretag in prognoser för förändring av kapitalbasen (utrangeringar samt investeringar). Underlaget bedöms vara relativt skralt och bristfälligt, varför läsaren ombeds att tolka resultat med försiktighet. Det inrapporterade materialet är inte specificerat per normkod utan per typ av anläggning. Totalt innefattar denna kategorisering cirka 40 olika typer av anläggningar. Dessa kategorier har i ett inledande skede av Swecos analys vidare kategoriserats så gott det går för att harmonisera med de nio huvudkategorier som framgår av Tabell 2. En fullkomlig omkategorisering är dock inte möjlig då en stor del av de planerade utrangeringarna är kategoriserade som Övrigt ledningar och Övrigt stationer. Sannolikt innehåller dessa delar både region- och lokalnätsanläggningar. För ledningssidan är det vidare en blandning av kabel och luftledning och på stationssidan sannolikt en blandning av transformatorer, ställverk, byggnader med mera. Sweco har därför valt att behålla dessa kategorier i sin nuvarande form. Totalt har elnätsföretagen planerat utrangeringar av anläggningar motsvarande nuanskaffningsvärde SEK 35,4 mdr under perioden H2 2015 till H2 2019. Sweco har beräknat åldern på de utrangerade anläggningstillgångarna under tillsynsperiod 2016-2019, baserat på det underlag som lämnades i samband med förhandreglering av intäktsram inför tillsynsperiod 2016-2019. Swecos metodik för att estimera ålder vid utrangering för olika anläggningstyper sammanfattas i följande steg: 1. Enklare kvalitetskontroll av inrapporterade data för förändring av kapitalbas. De tillgångar som exempelvis rapporterats som driftsatta under eller efter det år som de utrangeras är uppenbarligen felaktiga och exkluderas från analysen. Totalt omfattar dessa fel utrangeringar till ett värde om cirka SEK 277 m, motsvarande cirka 0,8 % av de planerade utrangeringarna. 7 VERSION 1.1

2. Som tidigare nämnt, en matchning av Swecos preliminära kategorisering (se föregående delkapitel) med de inrapporterade typ av anläggning som planerats att utrangeras i intäktsramsansökan inför RP2 2. 3. Beräkning av den viktade medelåldern per år (2015-2019) för de utrangerade anläggningarna. I det rapporterade underlaget inför tillsynsperioden 2016-2019 anges de första förändringarna i kapitalbasen för period H2 2015 i intäktsramsansökningarna och de sista för H2 2019. Slutligen beräknas det oviktade medelvärdet för perioden 2015-2019 av de viktade medelvärdena per år för respektive huvudkategori av anläggningar. Då underlaget för prognoserna inkluderar en stor andel tillgångar som ej är åldersbestämda samt en osannolikt stor andel av tillgångar som driftsatts under 1976/77 så presenteras tre scenarier: Ett scenario där all data inkluderas. Ej åldersbestämda tillgångar antas då vara driftsatta under år 1977, enligt 38-årsregeln. Ett scenario där all data inkluderas exklusive de tillgångar som helt saknar åldersbestämning (totalt cirka 5 % av det samlade nuanskaffningsvärdet). Ett scenario där all data inkluderas exklusive de tillgångar som saknar åldersbestämning samt de tillgångar som driftsattes år 1976/77 (totalt cirka 29 % av samlade nuanskaffningsvärdet). Inget av de ovan angivna scenarier ger tyvärr en heltäckande bild. Bäst resultat skulle man förvänta sig komma från det sista scenariot. Nackdelen med detta scenario är dock att det totala underlaget för beräkningarna blir starkt begränsat då 29 % av anläggningsvärdet exkluderas och en mycket större del än så (ca 77 %) av de planerade utrangeringarna; det är just i dessa anläggningar som merparten av utrangeringarna planeras. Branschen har haft ett större intresse i att åldersbestämma anläggningar som installerades efter år 1977 jämfört med före, ett resultat av den regulatoriska ålderbegränsningen ( 38-årsregeln ). I Figur 2 redovisas resultatet från den inledande analysen. Här har alla utrangeringar där installationsår saknas i ansökan antagits vara driftsatta under 1977. Totalt blir i detta scenario alltså närmare 30 % av anläggningarna 40 år under 2017. 2 Reglerperiod 2 (2016-2019) 8

Figur 2. Genomsnittlig ålder för samtliga utrangerade anläggningar per kategori baserat på prognoser inför reglerperioden 2016-2019. Mät&IT Transformatorer Ställverk Nätstation Övrigt ledningar Övrigt stationer Kabel Luftledning Mark & Bygg Kraftutrustning 0 5 10 15 20 25 30 35 40 45 50 Genomsnitt Min - max, viktat per år Källa: Ei samt Sweco analys. Resultatet av analysen blir tyvärr präglat av den stora kategori av anläggningar som är eller antas vara driftsatta under år 1977. I Figur 2 representerar den gråa zonen för varje kategori max- och minvärde för medelåldern. Det svarta strecket är den sammanlagda viktade medelåldern 3. I de flesta fall är medelåldern för utrangeringar lägst för H2 2015. Snittåldern ökar sedan med cirka ett år för varje kommande år för att år 2019 vara cirka 3 till 4 år äldre vid utrangering jämfört med 2015. Det som sticker ut och kan vara värt att kommentera är följande: Mät & IT Här ligger nära nog 50 % av alla mätare som planeras att utrangeras med ospecificerad ålder. I analysen som Figur 2 baseras på så inkluderas de tillgångar som antas vara installerade 1977. Detta förskjuter medelåldern kraftigt uppåt för denna kategori. På grund av detta kan inga slutsatser dras för denna kategori i detta läge. Mark & Bygg Här är spannet betydligt bredare än för övriga kategorier med 40 års avskrivningstid. Det beror på utrangeringarna för 2015 H2 som skiljer sig från övriga år. Exkluderas 2015 H2 ligger snittåldern mellan 41,2 år till 42,4 år. Sammanfattningsvis ger denna analys begränsad insikt i faktisk ålder för anläggningarna vid utrangering. Det kan konstateras att den absoluta majoriteten av alla utrangeringar i näten sker på komponenter som är installerade 1977 eller tidigare. VERSION 1.1 3 För respektive år under tillsynsperioden 2016-2019 beräknades den viktade medelåldern för respektive kategori. Min- och maxvärdet representeras genom det grå området. Det svarta strecket motsvarar det oviktade medelvärdet under tillsynsperioden. 9

I Figur 3 redovisas resultatet från den andra delen av analysen. Här har alla utrangeringar där installationsår saknas i ansökan exkluderats. Figur 3. Genomsnittlig ålder för utrangerade anläggningar per kategori baserat på prognoser inför reglerperioden 2016-2019. Tillgångar där årtal för idrifttagning saknas har exkluderats. Mät&IT Kraftutrustning Transformatorer Ställverk Nätstation Övrigt ledningar Övrigt stationer Luftledning Kabel Mark & Bygg 0 5 10 15 20 25 30 35 40 45 50 Genomsnitt Min - max, viktat per år Källa: Ei samt Sweco analys. Jämfört med föregående analys förväntar vi oss att kvalitén på främst kategorin Mät & IT ska förbättras då de ej åldersbestämda mätarna exkluderats. Det bör vara den kategori som bäst speglar verklig förväntad ekonomisk livslängd. I övrigt sjunker medelåldern vid utrangering något jämfört med tidigare analys. Även spannen mellan de olika åren ökar. Mest sjunker medelålder för de kategorier där den relativa vikten av ej åldersbestämda anläggningar är högst, exempelvis transformatorer. Sweco gör bedömningen att i de ej åldersklassificerade anläggningarna ligger det anläggningar som i princip till 100 % är äldre än 38 år. Att exkludera dem i analysen ger inte en representativ bild utan underskattar den ekonomiska livslängden. Sweco bedömer att för anläggningar som var yngre än 38 år vid ingången av 2016 så är åldersklassificering betydligt mer noggrant genomfört av elnätsbolagen. Slutligen visas i Figur 4 resultaten från en analys där även anläggningar installerade 1976 och 1977 är exkluderade. Resultaten liknar det föregående scenariot, där ej åldersbestämda anläggningarna exkluderats. För de kategorier som har en relativt stor andel anläggningar från 1976 och 1977 sjunker snittålder vid utrangering ytterligare och spannet mellan olika år ökar. 10

Figur 4. Genomsnittlig ålder för utrangerade anläggningar per kategori baserat på prognoser inför reglerperioden 2016-2019. Tillgångar där årtal för idrifttagning saknas har exkluderats samt tillgångar installerade 1976 och 1977. Mät&IT Övrigt ledningar Transformatorer Övrigt stationer Ställverk Nätstation Kabel Luftledning Mark & Bygg Kraftutrustning 0 5 10 15 20 25 30 35 40 45 50 Genomsnitt Min - max, viktat per år Källa: Ei samt Sweco analys. Sammanfattningsvis konstaterar Sweco att de inrapporterade anläggningstillgångarnas åldersstruktur till stor del verkar vara anpassade efter det gällande regulatoriska regelverket avseende hantering av äldre anläggningar ( 38-årsregeln ). Därför kan begränsade slutsatser dras av analysen. Om samtliga anläggningar inkluderas fås en snittmedelålder på nära 40 år för samtliga anläggningskategorier exkluderat Mätare och IT. Yngre anläggningar bör rimligen vara generellt bättre dokumenterade. Detta leder till att när man exkluderar de äldre ej dokumenterade anläggningarna så förefaller medelåldern för de utrangerade anläggningarna att minska. Bäst information får man sannolikt gällande kategorin Mätare och IT. Här pekar analysen på en snittålder vid utrangering på cirka 12 år. Detta förefaller rimligt men Sweco konstaterar också att i ansökan för intäktsram så har en stor andel av nätbolagen lagt in reinvesteringar i mätinfrastruktur för 2018 och 2019. Det återstår att se om dessa investeringar realiseras under den perioden eller om de skjuts något år på framtiden. Avslutningsvis har Sweco även tittat på hur stor del av de totala planerade utrangeringarna som inkluderar anläggningar som ej är fullt regulatoriskt avskrivna. Denna analys är möjlig att genomföra med inrapporterade data i exempelvis tio-års intervaller - upp till 30 år. Det ger föga mening att analysera upp till 40 år, på grund av underlaget och 38-årsregeln som då blir dominerande. För de viktigaste kategorierna, ställverk, luftledningar, och kablar fås följande fördelning: VERSION 1.1 11

Andel anläggningar (% NUAK 4 ) som utrangeras vid ålder 1-10 år: 0,5 % Andel anläggningar (% NUAK) som utrangeras vid ålder 1-20 år: 2,1 % Andel anläggningar (% NUAK) som utrangeras vid ålder 1-30 år: 6,0 % Att hela 94 % (100 minus 6,0 %) av de samlade anläggningsvärdet för de planerade utrangeringarna sker på anläggningar som är mer än 30 år gamla föranleder Sweco att anta den förväntade genomsnittliga medelålder för de anläggningar som idag omfattas av 40 års regulatorisk avskrivningstid är betydligt längre. Vår analys ger dock ingen klar bild hur mycket längre ekonomisk livslängd man kan förvänta sig än 40 år. För att studera detta i mer detalj behöver man göra en studie som baseras på genomförda investeringar och där man på projektbasis tillsammans med nätbolagen söker korrekt åldersinformation på de utrangerade anläggningarna. En sådan studie ligger utanför omfattningen för detta uppdrag. 2.4 Internationell utblick, litteraturstudie I tillägg till analysen av åldersstrukturen för planerade utrangeringar för svenska elnätsbolag har en litteraturstudie genomförts för att om möjligt bättre specificera den ekonomiska livslängden för de anläggningskategorier som tillsammans representerar merparten av elnätsföretagens anläggningstillgångar. 2.4.1 Bakgrund Det finns några aspekter att ta hänsyn till när man tolkar resultaten från litteraturstudien. Sweco har i litteraturstudien främst tittat på data från industrialiserade länder såsom Kanada, Australien, Danmark med flera. Under efterkrigstiden har dessa länder upplevt en gynnsam ekonomisk utveckling med ökad efterfrågan på elektrisk energi. Detta har resulterat i lastökningar i elnätet som i vissa fall tvingat fram uppgraderingar före det att anläggningen är tekniskt uttjänt vilket bidragit till att sänka den ekonomiska livslängden. Det har även under de senaste femtio åren skett omfattande standardisering av exempelvis spänningsnivåer samtidigt som kraven på drift- och personsäkerhet ökat. Detta kan också antas ha förkortat den ekonomiska livslängden på anläggningstillgångarna. Ett par av de studerade källorna är även framtagna som ett led i en process att fastställa elnätföretags maximala intäkter. Dessa behöver tolkas med viss försiktighet, eftersom reglermodellen som sådan kan innehålla incitament att ange en hög eller låg ekonomisk livslängd. Det finns också vissa klimatologiska och tekniska skillnader i studierna samt skillnader i drift- och underhållsfilosofi som kan påverka en anläggnings livslängd. Som exempel åldras den elektriska isolationen i kablar och transformatorer mer vid högre temperaturer, varför en transformator som är lätt lastad har en längre livslängd än en transformator som är tungt lastad. I de svenska elnäten, som har hög grad av transformatorredundans, är belastningsgraden ofta låg varför de kan antas ha en förhållandevis lång teknisk livslängd. I exempelvis Nordamerika och Australien är 4 Nuanskaffningsvärde 12

VERSION 1.1 planeringsprinciperna generellt något mindre konservativa vilket leder till högre genomsnittlig belastning av komponenter som ingår i elkraftssystemet. Resultatet av studien kan således användas som vägledning men kan inte ensamt utgöra underlag för att fastställa intervall för ekonomisk livslängd för anläggningskomponenter. Sweco strävar i litteraturstudien efter att använda samma preliminära kategoriindelning som används i ovan analys avseende faktiska data från svenska elnätsbolags angivna ekonomiska livslängder. 2.4.2 Underlag Ekonomisk livslängd för olika anläggningskategorier inom transmission och distribution av el har studerats i flera olika rapporter. Vissa typer av komponenter, framförallt krafttransformatorer, har studerats mer än andra. Det beror sannolikt på att dessa enstaka komponenter är centrala för att säkerställa elnätets grundläggande funktion. Samtidigt är det sammanlagda kapitalbasvärdet av exempelvis krafttransformatorer begränsad i det svenska elsystemet. Enligt anläggningsredovisningen i ansökan om intäktsram för perioden 2016 2019 utgör det samlade värdet av normvärderade krafttransformatorer i de svenska region- och lokalnätföretagen ca 8,3 % av det totala regulatoriska nuanskaffningsvärdet. Det största värdet utgörs av kablar, 44 %, där normvärderade lågspänningskablar (0,4 kv) utgör 30 % av det totala nuanskaffningsvärdet av samtliga kapitalbaser. De rapporter och studier som utgjort underlag för Swecos litteraturstudie är: Cambridge Economic Policy Associates (CEPA) Ltd, Sinclair Knight Merz (SKM) och GL Noble Denton The economic lives of energy network assets 2010. Studien är beställd av det brittiska reglermyndigheten OFGEM (Office of Gas and Electricity Markets). Syftet med rapporten är att beskriva tillgänglig information om lagstadgad, regulatorisk och teknisk livslängd för el- och gasnätstillgångar i Storbritannien. Kinetrics Asset Depreciation Study for the Ontario Energy Board 2010. Rapporten är beställd av Ontario Energy Board i Kanada och genomfördes av Kinetrics Inc år 2010. Energitilsynet Opdateret økonomisk model til godkendelse af forhøjelser ved nødvendige nyinvesteringer 2010. Danska tillsynsmyndigheten Energitilsynet har fastslagit standardlivslängd för elnätsanläggningar med stöd av konsultföretaget COWI som ett led i att utveckla den danska reglermodellen för elnätsverksamhet. Smith, P., Ahmadi-Pour, M., Bakic, K., Bakka, B., Balzer, G., Davies, T.,... Williams, J Ageing of the System Impact on Planning (Brochure 176) 2000. Rapporten har sammanställts av CIGRÉs arbetsgrupp 37.27 som startade sitt arbete i januari 1998. Arbetsgruppen arbetade med åldrande elnät och hur ålder påverkar elsystemet och bestod av medlemmar från elnätsföretag och 13

kraftindustri i första hand Europa och Nordamerika, men även Brasilien och Iran. Rapporten behandlar elnätstillgångar på spänningsnivåer 110 kv. Australia Energy Regulator (AER) reglerbeslut för innevarande tillsynsperiod för de 7 största australiensiska eldistributionsföretagen. 2.4.3 Resultat Som tidigare nämnts strävar Sweco i denna litteraturstudie efter att använda en preliminär kategoriindelning i enlighet med den som presenterats i Tabell 2. De studerade rapporterna har en delvis annorlunda indelning vilket har föranlett viss grundläggande analys för att säkerställa att jämförelsen blir korrekt. Rapporterna har även varierande grad av detaljrikedom; i denna sektion av denna rapport ges enbart en övergripande sammanfattning. Kabel Från litteraturstudien kan man konstatera att synen på livslängden på kabel varierar inom ett relativt brett spann. I den brittiska studien anses att kablar för distribution har en livslängd om 60 90 år medan kablar för transmission har en livslängd om 45 60 år. Den kanadensiska studien inkluderar flera olika kategorier av kabel och kategoriseras beroende på spänning och konstruktionstyp (oljeisolation, PEX-isolation, etc.). I studien varierar livslängden för kablar mellan 20 och 80 år. Vidare varierar synen på kablars livslängd stort mellan de olika elnätsföretagen som ingår i studien. CIGRÉ-studien har bara med oljeisolerade kablar med spänning 110 kv. De deltagande företagen anser att livslängden på tillgångarna är 30 85. Medellivslängden - baserat på svaren från de i studien deltagande företagen - är 51 år. I Energitilsynets rapport anses en ekonomisk livslängd om 40 år på kablar och kabelskåp vara motiverat. Bland de australiensiska företagen varierar synen på ekonomisk livslängd för kablar. I Tabell 3 har Sweco sammanställt livslängden för respektive företag. 14

Tabell 3 Förväntad livslängd (år) för kablar för de sju största australiensiska eldistributionsföretagen. Kategori kabel Regionnät (subtransmission) Mellanspänning (distribution) Lågspänning (low voltage) * Powercor använder enbart två tillgångsklasser för primära elnätstillgångar, Subtransmission och Distribution system assets ** SA Power Networks saknar i regleringsbeslutet kategorier för kablar. Källa: AER, Sweco sammanställning Ausgrid Energex Endeavour SA Power Networks Essential Energy Powercor Ergon Energy 46,3 45 47,4 ** 54,9 50,0* 45 58 60 50,6 ** 53,8 51,0* 60 52,1-52,4 ** 51,5 51,0* - Från det studerade underlaget drar Sweco slutsatsen att kablar på regionnätnivå har en kortare ekonomisk livslängd än kablar på lokalnätnivå. Kabelskåp, som i Sverige ingår i normvärde för lågspänningskablar, behandlas endast i en källa (Energitilsynet) och anses där ha en livslängd om 40 år. Utifrån underlaget bedömer Sweco att ett rimligt sammanvägt spann för ekonomisk livslängd för kategorin kablar är 50 till 70 år. Luftledning Från litteraturstudien kan man konstatera att de olika studierna och rapporterna behandlar luftledning i olika detaljeringsgrad. I rapporten beställd av OFGEM har luftledningar för distribution en ekonomisk livslängd om 45 60 år och transmissionsledningar 40 85 år. Den kanadensiska studien delar upp luftledningarna i ett antal underkategorier: Trästolpar inklusive reglar, fästanordningar, stag, m.m. 35 75 år Betongstolpar inklusive reglar, fästanordningar, stag, m.m. 50 80 år Stålstolpar inklusive reglar, fästanordningar, stag, m.m. 60 80 år Ledare 50 75 år Frånskiljare 30 55 år I studien från CIGRÉ redovisas resultat för regionnätsledningar med ACSR fasledare (Aluminium Conductor Steel-Reinforced) till 40 80 år i normal miljö och 30 70 år i tungt förorenad miljö. För trästolpar anges livslängden till 40 50 år och för fackverksstolpar till 35 100 år. Enligt Energitilsynet anses 40 år för luftledningar över 20 kv vara motiverat medan 35 år är motiverat för spänningar under 20 kv. Bland de australiensiska företagen redogörs förväntade livslängder för anläggningarna i ett antal olika kategorier, se Tabell 4. VERSION 1.1 15

Tabell 4 Förväntat livslängd (år) för luftledningar för de sju största australiensiska eldistributionsföretagen. Kategori SA Power Essential Ergon Ausgrid Energex Endeavour Powercor luftledning Networks Energy Energy Regionnät (subtransmission) 46,3 50,5 47,4 55 54,9 50,0* 55 Mellanspänning (distribution) 58 45 50,6 55 53,8 51,0* 50 Lågspänning (low voltage) 52,1-52,4-51,5 51,0* - * Powercor använder enbart två tillgångsklasser för primära elnätstillgångar, Subtransmission och Distribution system assets Källa: AER, Sweco sammanställning Därutöver anger Ausgrid i sin rapport förväntad livslängd för 132 kv fasledare är 60 år, för stål- och betongstolpar 55 år och för trästolpar 45 år. Sammantaget tolkar Sweco underlaget som att luftledningar på högre spänning (stamoch regionnät) har längre livslängd än luftledningar som drivs på lägre spänning. För de högre spänningsnivåerna är den ekonomiska livslängden cirka 40 80 år. Används fackverkskonstruktioner hamnar livslängden i det övre spannet. För luftledningar på distributionsnivå är livslängden 35 60 år. Transformator I kategorin transformator samlar Sweco information kring förväntad ekonomisk livslängd för både distributionstransformatorer och krafttransformatorer. Samtliga studier och rapporter behandlar transformatorer, ofta relativt omfattande med uppdelning av komponenter i flera olika kategorier. I studien beställd av OFGEM i Storbritannien har transformatorer en ekonomisk livslängd på 55 60 år. I Kinetrics studie från Ontario, Kanada finns flera typer av transformatorer med, exempelvis: Stolpmonterade distributionstransformatorer 30 60 år Krafttransformator 30 60 år Transformator, lokalkraft 30 55 år Distributionstransformatorer, markmonterade 25 45 år I CIGRÉs studie anges den ekonomiska livslängden 32 55 år för krafttransformatorer. Energitilsynet i Danmark anger att den ekonomiska livslängden för både distributionstransformatorer och krafttransformatorer är 45 år. De australiensiska nätföretagen använder ett par olika klassificeringar på transformatorer. Med zone transformator menas krafttransformator för transformering mellan region- och lokalnätsspänning, typiskt 132 kv på uppsidan och 11-33 kv på nedsidan. 16

Tabell 5 Förväntat livslängd (år) för transformatorer för de sju största australiensiska eldistributionsföretagen. Kategori transformator Krafttransformator Zone transformator Distributionstransformator * Powercor använder enbart två tillgångsklasser för primära elnätstillgångar, Subtransmission (50 år) och Distribution system assets (51 år) Källa: AER, Sweco sammanställning Ausgrid Energex Endeavour SA Power Networks Essential Energy Powercor Ergon Energy 45,9-44,3-45,8 * - 50 50 - - - * 50.0-40,6-45 - * 45 Utifrån det studerade underlaget drar Sweco slutsatsen att den ekonomiska livslängden för transformatorer, såväl krafttransformatorer som distributionstransformatorer, är 30 till 60 år. Ställverk I den preliminära kategoriindelningen för ställverk har Sweco samlat normkoder för ställverksfack från 12 till 400 kv. Normkoderna för ställverk innehåller inte ställverksfack i nätstationer, då dessa ingår i normkoden för nätstation. Till normkoden för facket räknas även nödvändiga reläskydd och kontroll- och kommunikationsutrustning. I de studier och rapporter som inkluderats i litteraturstudien ingår generellt inte kontrollutrustning utan enbart själva primärapparaterna. I den brittiska studien anges livslängden för ställverksutrustning för transmission till 50 60 år medan den anges till 45 60 år för distribution. I den kanadensiska studien finns ett antal olika kategorier av ställverk: Mellanspänningsställverk 30 60 år Fristående effektbrytare 35 65 år Frånskiljare vid transformatorstationer 30 60 år I CIGRÉs rapport redogörs för flera olika typer av brytare och ställverksutrustning. För brytare 110 kv anges livslängden till 30 50 år förutom för oljebrytare 345 kv där den är 30 45 år. För jordningskopplare, oljefyllda strömtransformatorer och spänningstransformatorer (CVT) samt inomhusmonterade GIS-ställverk 110 kv är den 30 50 år. I Energitilsynets rapport redogörs för flera olika typer av fack med spänningsnivåer från 10 kv till 150 kv. I huvudsak anses den ekonomiska livslängden vara 45 år, förutom för luftisolerade fack utomhus på spänningsnivå 132 150 kv samt 50 60 kv, där den anses vara 40 år. VERSION 1.1 17

Bland de australiensiska nätföretagen redogör Energex och Ergon Energy för den ekonomiska livslängden för ställverk separat, övriga nätföretag lämnar inga uppgifter. Företagen anser att livslängden för fack i transformatorstationer och för ställverk i nätstationer är 45 år. Av underlaget drar Sweco slutsatsen att den ekonomiska livslängden för ställverk 12 400 kv är 30 60 år. Om även reläskydd och kontroll- och kommunikationsutrustning ingår blir den viktade livslängden i den nedre halvan av spannet. Nätstation Normkoderna som kategoriserats som nätstation innehåller allt som normalt ingår i en marknätstation exklusive distributionstransformatorn, det vill säga byggnad, grundläggning, kabelavslut samt mellan- och lågspänningsställverk. Kontrollutrustning och reläskydd utöver skydd för transformator och lågspänningsgrupper ingår inte. Den tekniska utformningen och kategoriseringen av nätstationer varierar i de studier och rapporter som utgör underlag för Swecos litteraturstudie; de kategorier som används i underlaget kan inte direkt översättas till svenska förhållanden. Nätstationer är inte med i studien beställd av OFGEM eller i CIGRÉs rapport. I den kanadensiska studien ingår olika typer av nätstationskomponenter. Relativt stor del av studien belyser underjordiska stationer som inte är speciellt vanliga i Sverige: Fundament, underjordisk station 35 70 år Mark & bygg och betong, underjordisk station 40 80 år Lastfrånskiljare, brytare underjordisk station 20 50 år Markstation 20 45 år Enligt Energitilsynet i Danmark anses 40 år vara en motiverad ekonomisk livslängd för nätstationer exklusive transformator. I Australien kallas nätstation normalt för Distribution substation. Energex och Ergon Energy använder tillgångskategorin Distribution substation switchgear med ekonomisk livslängd satt till 45 år. I övrigt redovisas inga kategorier explicit för nätstationer. Sweco antar att dessa tillgångar ingår i andra tillgångsklasser i den australiensiska studien, såsom Substations och/eller Distribution system assets. Då underlaget är bristfälligt vill Sweco inte dra någon slutsats från litteraturstudien avseende ekonomisk livslängd för nätstationer. Mark och bygg Mark och byggkostnader i Swecos inledande kategorisering inkluderande främst byggnader och grundkostnader för stationer är inte en kategori i den brittiska studien eller i CIGRÉs rapport. 18