sou · GPB373 · 2002-01-01 00:00:00 — Enligt uppdrag skall kartläggningen om möjligt bygga på uppgifter från koncessions- register. Vid vår genomgång av arkiv över gällande linje- och områdeskoncessioner visade det sig dock vara svårt att med en rimlig arbetsinsats få fram en dagsaktuell bild av läget. Visserligen kan ur registret uppgifter relativt enkelt tas fram om antal linjer, spänningsnivå och ledningslängd per regionnäts- företag. Men uppgifterna är baserade på de förhållanden som rådde när tillståndet om koncession beviljades och eftersom områdes- koncession ges och linjekoncession innebär det att informationen i allmänhet inte speglar dagens förhållanden. Att via registret fånga upp alla förändringar som har skett under koncessionens löptid hade krävt en mycket tidsödande genomgång av samtliga gällande koncessioner. För att komplettera de uppgifter som inhämtats från har ECON istället kon- taktat de fyra stora regionnätsföretagen. De uppgifter som därvid erhållits har givit en något klarare bild över omfattningen än upp- gifterna från koncessionsregister. Som framgår nedan av tabell 2.1 är det nästan uteslutande inom område som det förekommer att en och samma region- nätsledning omväxlande är redovisad som regionnät/linjekon- cession och lokalnät/områdeskoncession. Inom och områden förekommer det inte några sådana fall och inom Birkas område endast några enstaka. I tabell 2.1 redovisas, per regionnätsföretag, hur många 20 kVs regionnätsledningar som omväxlande är redovisade som region- nät/linjekoncession och lokalnät/områdeskoncession samt dessa ledningars totala längd. Som jämförelse redovisas även den sam- manlagda längden på företagens regionnät. Tabell 2.1 Linjer utanför regionnätsföretagens lokalnäts- områden till vilka kunder är anslutna (130-20 kV)** (syd och nord) *Uppgifter som företagen redovisat till ECON. **Uppgifter hämtade från företagens särskilda rapporter till . Enligt Energimyndighetens koncessionsregister finns för 98 stycken 20 kVs linjekoncessioner, vilkas sammantagna led- ningslängd uppgår . Som framgår av tabellen är dock det antal linjer och den linjelängd som är relevant att beakta i det här sammanhanget betydligt mindre. Detta beror delvis på att för- ändringar har skett under koncessionernas löptid. Men en viktig förklaring är också att linjer som är dragna över lokal- nätsområde och över andra lokalnätsområden utan anslutningar inte är medräknade. Detta därför att det främst torde vara linjer på utanför egna lokalnätsområden och till vilka kun- der är anslutna som är relevanta att beakta i det här sammanhanget. Av de uppgifter som ECON inhämtat från framgår att 18 nätföretag, 5 slutkunder (industrier) och 1 produktionsanlägg- ning har anslutningspunkt på linje från . Tillsam- mans har dessa 18 nätföretag knappt 120 000 slutanvändare. Av dessa lokalnätsföretag har fem, med drygt 50 000 slutanvändare, andra anslutningspunkter på en högre spänningsnivå än eller anslutning till direkt i station. ECON har inte inom ramen för den korta utredningstiden haft möjlighet att söka uppskatta den prisskillnad som uppstår för kun- der anslutna till ledningen på grund av att olika koncession beviljats för olika delar av ledningen. Men en iakttagelse som förtjänar att förmedlas i detta sammanhang är dock att det för de nätföretag som har andra anslutningspunkter på en högre spänningsnivå än eller anslutning till i station uppstår en mindre skillnad i deras kostnader för det överliggande nätet än för nätföretag som endast har anslutning mot 20 kVs linje. Sedan elmarknadsreformen gäller att nättariffen, med undantag för anslutningsavgiften, inte får vara avståndsbero- ende. Avgifter skall istället tas ut i varje anslutningspunkt till el- nätet. På regionnätet är det vanligt att en kund har många anslutnings- punkter. Eftersom nättarifferna innehåller fasta avgifter får en sådan kund, oftast lokalnätsbolag, betala en högre avgift än den kund som får samma mängd el överförd till en punkt. Före elmarknadsreformen hade det mindre betydelse hur många uttagspunkter från regionnätet som fanns i lokalnätet. Ofta utgick tariffen nämligen från en huvudleveranspunkt med delleverans- punkter. En elavgift togs ut vid huvudleveranspunkten, och för överföringen från huvudleveranspunkten till delleveranspunkterna debiterades en transiteringsavgift. Lokalnätsföretag kan i vissa fall ersätta en eller flera punkter genom utbyggnader av det egna elnätet. Kundens kostnad för sådana utbyggnader är oftast korrelerad till avståndet mellan punkterna: vid korta avstånd finns ibland reella möjligheter att ersätta en uttagspunkt, medan det vid längre avstånd sällan är rea- listiskt att så kan ske. Dessa utbyggnader (s.k. tariffinvesteringar) är inte motiverade av överföringsbehov utan enbart av att erhålla lägre nätavgift, och är inte önskvärda ur samhällsekonomisk syn- vinkel. Enligt uppdrag skall ECON belysa hur van- ligt det är med flerpunktsanslutningar där tariffinvesteringar är lönsamma med nuvarande tariffstruktur. Vidare skall ECON kartlägga ett antal flerpunktsanslutningar hos ett större lokalnäts- företag.1 ECON skall även skissera möjliga principer för prissätt- ning av flerpunktsleveranser som skulle kunna minska risken för att tariffinvesteringar skall ske. 1 Beträffande kartläggningen av ett antal flerpunktsanslutningar hos ett större lokalnäts- företag har ECON hos efterfrågat, men inte fått sådant underlag att frågan kan besvaras. Frågan behandlas därför inte i promemorian. Underlaget för att besvara frågorna har i första hand inhämtats genom intervjuer med företrädare för de fyra stora regionnäts- företagen . ECONs kontakter med regionnätsföretagen har givit vid handen att det inom Birkas, och regionnätsområden inte i något fall förekommit att regionnätsföretagen med ägare till lokalnät fört diskussioner om att minska antalet anslutningspunk- ter som en följd av att den tariff som tillämpas skulle möjliggöra lönsamma investeringar för lokalnätsägaren. Däremot för dessa tre regionnätsföretag i vissa fall diskussioner med lokalnätsägare om anslutning på en högre spänningsnivå för ett antal anslutnings- punkter. För del är situationen en annan. Således har ett antal lokalnätsföretag anslutna till regionnät påtalat till att de skulle kunna genomföra lönsamma investerings- åtgärder för att minska antalet anslutningspunkter. Ett antal lokal- nätsföretag har också anmält för att ta ut för höga nätav- gifter för flerpunktsleveranser till . regionnät har ca 650 anslutningspunkter mot lokala nät. Enligt egna bedömningar kan det med nuvarande regionnätstariff finnas ekonomiska incitament för lokalnätsägarna att reducera antalet leveranspunkter. har dock svårt att beräkna hur många leveranspunkter som skulle kunna reduceras, eftersom man saknar överblick över lokalnätsägarnas ekonomiska förutsättningar. Vidare bedömer att antalet anslutningspunkter har minskat med cirka 1–2 stycken . Det bör dock poängteras att minskningen av antalet leveranspunkter inte själv- klart behöver betyda att tariffinvesteringar gjorts, utan minsk- ningen kan även bero på andra strukturella förändringar i samhället. Nedan i tabell 3.1 visas de uppgifter som regionnätsföretagen angav i sina särskilda rapporter till om antal anslutningspunkter mot lokalnät samt de bedömningar som företagen i samtal med ECON gjort om antal potentiellt lönsamma tariffinvesteringar för att reducera antalet anslutnings- punkter. Tabell 3.1 Regionnätsföretagens anslutningspunkter mot lokalnät och regionnätföretagens bedömningar om lönsamma tariff- investeringar som kan reduceras vid tariff- *Uppgifter hämtade från företagens särskilda rapporter till . **Uppgifter som företagen redovisat till ECON. 3.3Möjliga principer för prissättning som tillåter flerpunktsleveranser I enlighet med uppdrag skisserar ECON i detta avsnitt några möjliga principer och modeller för prissättning av flerpunktsleveranser som skulle kunna minska risken för att tariffinvesteringar skall ske. Inledningsvis bör poängteras att resonemanget rör sig just om skisser. Sålunda har ambitionen inte varit att göra en uttömmande inventering av vare sig möjliga principer eller alla tänkbara konsekvenser, utan att ge Elnäts- utredningen idéer om tänkbara lösningar. I arbetet har ECON utgått ifrån att det finns två huvudprinciper för prissättning av regionnät: kundens avgift kan antingen vara beroende av anslutningens avstånd från en central elektrisk punkt inom regionnätsområdet eller oberoende av detta avstånd. I båda fallen skall den totala nätavgiften för regionnätsområdet avspegla den verkliga kostnaden för att bygga och driva elnätet. Skillnaderna mellan de två huvudprinciperna är, som framgår av nedanstående sammanställning, hur man fördelar ut totalkostnaden på olika kunder: Avståndsberoende prissättning: Kundens avgift för överföring motsvarar hans andel av kostnaden. Detta innebär att en kund vars anslutning till elnätet kräver längre sträckor av ledning och högre grad av förädling (transformering) får en högre avgift än en kund som kräver kortare ledningslängd och mindre grad av förädling. Med avståndsberoende prissätt- ningsprincip blir avgifterna högre för kunder anslutna till elnätet i glesbygden än för kunder i tätorten. Avståndsoberoende prissättning: Kundens avgift för överföring av el motsvarar det behov av överföring och förädling av el som han har. Nätavgiften är densamma för alla anslutningar av samma karaktär inom hela regionnätsområdet. Med avstånds- oberoende prissättning får kunder anslutna i glesbygd och tät- ort med samma behov av överföring och förädling av el samma pris. Sedan elmarknadsreformen 1996 är det avståndsoberoende prissättning som tillämpas som princip för nät när det gäller överföring av el. Nedan skisseras en möjlig avståndsberoende modell i avsnitt 3.3.1 och några möjliga avståndsoberoende modeller i avsnitt 3.3.2. För de modeller som behandlas finns vissa gemensamma element. Således innefattar modellerna i allmänhet någon form av fast avgift, som kan vara av varierande storlek i kr/år, effektavgifter, dvs. avgif- ter (i kr/kW) för abonnerad effekt och högbelastning, samt en energiavgift, dvs. en avgift (i öre/kWh) vars storlek beror av hur mycket el kunden förbrukar. I avsnitt 3.3.3 redovisar ECON vissa rekommendationer. 3.3.1Modell baserad på avståndsberoende prissättningsprincip för anslutning av lokalnät till regionnät Beroendemodell 1: Kommunförbundsprincipen Denna prissättningsprincip, som tillämpades före elmarknadsre- formen 1996, var framförhandlad av , därav benämningen. Modellen var en förhandlingslösning för att redu- cera avgifterna för överföring av el och elenergi för de lokalnätsföretag som hade flera anslutningspunkter till regionnäten inom områdeskoncession. I princip byggde modellen på att en fiktiv huvudanslutningspunkt beräknades fram till områdets elbelastningscentra och för denna fiktiva huvudanslutning beräk- nades avgiften för all överföring av el och elenergi till området. denna avgift kom tillägg för överföring fågelvägen (kronor/km) och transformer (kronor/kW) till respektive delleveranspunkt. I korthet innehåller modellen följande avgiftselement: En fast avgift för en huvudanslutningspunkt per nätområde Tillägg för överföring och transformering av el till övriga anslutningspunkter (delleveranspunkter) inom nätområdet Effektavgift Modellen skulle, på ett kostnadsriktigt sätt, kunna leda till att tariffinvesteringar vid flerpunktsleveranser undviks för ett lokal- nätsområde. Om denna prissättningsmodell återinförs för fler- punktsleveranser så kommer regionnätsavgifterna att reduceras för de lokalnät som har närliggande anslutningspunkter till regionnät inom sitt nätområde. Detta innebär att lokalnätsföretag med tätort kommer att gynnas. 3.3.2Modeller baserade på avståndsoberoende prissättningsprincip för anslutning av lokalnät till regionnät Oberoendemodell 1: Den princip som tillämpas Den här prissättningsprincipen tillämpas sedan elmarknadsreform- en 1996 av alla regionnätsföretagen, med ett undantag (se vidare Oberoendemodell 2 Dalaprincipen), och är således väl etablerad. Prissättning av ingående tariffelement och övriga villkor varierar mellan olika regionnätsföretag. I korthet innehåller modellen följande avgiftselement: En fast avgift per anslutningspunkt Effektavgifter Avgiftselementen är beroende på hur anslutningen sker mot regionnätet. När man söker skissera modeller som skulle kunna hantera pro- blem som potentiellt kan uppstå med dagens modell kan det kanske synas bakvänt att även ta med just dagens modell. Men enligt ECONs bedömning är det inte dagens modell i sig som leder till en risk för tariffinvesteringar, utan detta beror på hur tariffsättningen sker. Om den fasta avgiften per anslutningspunkt är hög, och om det geografiska avståndet mellan två eller flera anslutningspunkter är kort inom lokalnätet, så kan det vara lönsamt för lokalnätsägaren att ersätta dessa anslutningspunkter med en anslutningspunkt genom investeringar i egna nya anläggningar. Sättet att reducera risken för tariffinvesteringar inom ramen för dagens modell torde således handla om att minska den fasta avgiftsdelen. Oberoendemodell 2: Dalaprincipen Denna prissättningsprincip tillämpas inom ett regionnätsområde (i ). Det fasta avgiftselementet består av två delar: en fast avgift som utgår per lokalnätsföretag och en fast avgift per anslut- ningspunkt till regionnätet. I korthet innehåller modellen följande avgiftselement: En fast avgift per lokalnätsområde och år En årlig avgift per anslutningspunkt inom nätområdet Effektavgifter De rörliga avgiftselementen är beroende på hur anslutningen sker mot regionnätet. Denna modell kan hantera risken för tariffinvesteringar om den fasta avgiften för lokalnätsföretaget är stor i förhållande till de fasta avgifterna per anslutningspunkt. I sådana fall finns det knappast ekonomiska incitament för lokalnätsägare att genom investeringar i egna anläggningar ersätta anslutningspunkter till regionnätet. Om Dalamodellen är förenlig med ellagen är dock oklart. Oberoendemodell 3: Reduktionsprincipen Denna prissättningsmodell bygger på att sådana lokalnätsföretag och slutanvändare med flera anslutningspunkter för vilka tariff- investeringar bedöms vara lönsamma skall tillåtas erlägga reducerad avgift för vissa av punkterna. Tanken är att full avgift skall betalas för en punkt och att avgiften för resterande punkter skall kunna reduceras i enlighet med någon lämpligt utformad reducerings- nyckel. Modellen innehåller i korthet följande avgiftselement: En fast avgift per anslutningspunkt Reducering av den fasta avgiften per anslutningspunkt för nätföretag som har fler än en anslutningspunkt Avgiftselementen är beroende på hur anslutningen sker mot regi- onnätet Principen blir svår att övervaka eftersom regionnätsägaren och lokalnätsägarna i allmänhet har skilda ekonomiska uppfattningar om när tariffinvesteringar är lönsamma eller ej. Vid införandet av denna prissättningsprincip kommer lokalnätsföretagen och indirekt alla deras slutkunder som har små ledningssträckor mellan sina anslutningspunkter att erhålla en reducering av nätavgifterna, medan däremot andra slutkunder på regionnätsnivå (t.ex. indu- strier) sannolikt kommer att få ökade nätavgifter. Oberoendemodell 4: SvK-principen Denna prissättningsprincip tillämpas av för regi- onnätens anslutningspunkter till stamnätet. har prissatt varje anslutningspunkt individuellt. har inte någon fast del i sin nätavgift. Att den fasta delen slopades beror på att den ansågs konkurrenshämmande. Modellen innehåller följande avgiftselement: De bägge avgiftselementen är beroende av var anslutningspunkten är belägen. Denna prissättningsprincip skulle även kunna tillämpas för anslut- ningspunkter till regionnät på varje spänningsnivå. Ett införande av denna prissättningsprincip för regionnätsanslutning skulle innebära omfördelning av nätavgifterna som gynnar de små anslutningspunkterna och missgynnar de större anslutnings- punkterna och större slutkunder t.ex. industrikunder anslutna till regionnätet. Graden av omfördelning är helt och hållet beroende på hur stor den fasta delen av nätavgiften är . Som sades inledningsvis har ECON inte haft som ambition att göra en uttömmande inventering av vare sig möjliga principer eller alla tänkbara konsekvenser. ECON har heller inte gjort någon mer systematisk jämförande värdering av de olika modellerna. Mot bakgrund av vad som framkommit i utredningsarbetet är dock ECONs tentativa bedömning att den princip som tillämpas (dvs. Oberoendemodell 1) är att föredra. Vår undersökning visar att dagens modell fungerar väl för större delen av landets fler- punktsleveranser. Enligt vår mening bör det inom ramen för dagens modell vara möjligt att reducera risken för tariff- investeringar även för resterande flerpunktsleveranser. Utifrån det problem som här behandlats kan vi därför inte se något skäl att ändra dagens prissättningsprinciper. Om risken för tariffinvesteringar skall minska krävs dock att prissättningen av kostnadselementen i regionnätstariffen justeras. Främst torde det handla om att sätta tariffens fasta del till sådan nivå att möjligheten till lönsamma tariffinvesteringar för lokal- nätsägare och slutanvändare minimeras. Sannolikt behövs inte något ingripande från statsmakternas sida för att åstadkomma detta. Regionnätsägaren har med dagens regel- verk friheten att utforma sina nättariffer och kan fördela nättarif- fens prissättning mellan fasta och rörliga avgifter på ett sådant sätt att lokalnätsägaren finner det mindre lönsamt att genomföra tariff- investeringar. 4 Kund direktansluten till transformator En elanvändare som tar ut kraft direkt efter en transformering får betala avgift baserad på nättariffen för den högre spännings- nivån med ett tillägg för själva nedtransformeringen. Vad som menas med direkt från transformator eller elanvändare är inte när- mare preciserat i lagen, vilket lett till tillämpningsproblem. Enligt uppdraget från skall ECON kartlägga hur vanligt det är med uttag direkt efter transformator som debite- ras med nättariff för den högre nivån samt transformeringstillägg. Underlaget har i första hand inhämtats genom kontakter med de fyra stora regionnätsföretagen . Av ECONs kontakter med företagen har framkommit att flertalet av de fyra stora regionnätsföretagen tillämpar en tariff för anslut- ningar i stationer och en annan tariff för anslutningar direkt på led- ning vid samma spänningsnivå. Vidare är det ett regionnätsföretag, , som vid större anslutningspunkter direkt på ledning tillämpar ett speciellt tillägg för att debitera den aktuella leveransen med en tariff för en högre spänningsnivå. ECON har studerat antalet anslutningar i stationer och även antalet anslutningar på ledning, eftersom möjlighet att köpa nät- tjänsten med principen tariff för överliggande nät + tillägg även ges för kunder med anslutningspunkter mot ledning. Inom de fyra stora regionnätsföretagen finns 556 stations- och 76 lednings- anslutningar, varav 43 debiteras efter tariff för en högre spännings- nivå + transformatortillägg. Kartläggningens resultat sammanfattas nedan i tabell 4.1. Tabell 4.1 Regionnätens anslutningspunkter fördelade efter anslut- ningssätt (station/ledning) samt antal punkter anslutna direkt på ledning där avgift baseras på tariff för en högre spänningsnivå plus särskilt tillägg. direkt på ledning där en Uppgifter hämtade från respektive regionnätsföretag (nedan kallat VRAB) omfattar i stort sett alla . Verksamheten bedrivs i norr om och i ett brett bälte / över till /. VRAB omfattar av alla regionnätsverksamhet i . VRAB:s prissättning för nättjänsten skiljer på och är anpassad till tre olika typer av kunder, uttag till normal förbrukning, uttag till frånkopplingsbara elpannor och anslutning av inmatnings- punkter (kraftstationer). För produktion ansluten till regionnät anses det vara väsentligt att kostnaden för nätet så långt möjligt ansluter till verklig kostnad. Det underlättar ekonomisk planering såväl på kort sikt i driftskedet som på lång sikt i utbyggnadsfrågor. Detta skulle inte kunna uppnås om prissättningen utgick från medelvärdesbildade tariffer, och ellagen ger utrymme för avståndsberoende pris- sättning för inmatningspunkter. Prissättningen utgår därför från de nätanläggningar som varje respektive ansluten kraftstation tar i anspråk eller nyttjar. För dessa nätanläggningar bestäms en avgift avseende regionnät som består av ersättning för kapitalårs- kostnader, drift- och underhållskostnader och förlustkostnader för berörda anläggningar. Avgiften är kopplad till ansluten effekt och uttrycks som en effektavgift. Till detta kommer en mätavgift som täcker kostnader för mätning och administration. Till dessa regionnätsrelaterade avgifter erläggs för vardera inmat- ningspunkt avgifter som avser täcka VRAB:s kostnader för inmat- ning till stamnätet () i närbelägen stamnätspunkt. Därvid får kunden en effektavgift motsvarande sin andel av effekt- kostnader för inmatning till stamnätet och energiavgifter mot- Bilaga 5 SOU 2001:73 svarande inmatningens upphov till energikostnader gentemot . Utöver dessa avgifter som täcker VRAB:s direkta kostnader erhåller varje inmatningspunkt ersättningar enligt ellagen om in- matningen minskar energiförlusterna på regionnätet eller om in- matningen minskar VRAB:s abonnemang för uttag från stamnätet. Prissättning av uttag för normal förbrukning VRAB har regionnätstariffer för uttag för normal förbrukning. Även om det inte direkt framgår av tarifferna består dessa av en del regionnätskostnader och en del stamnätskostnader. Regionnätskostnaderna är kapitalårskostnader, drift- och under- hållskostnader, kostnader för energiförluster, administration och overhead och kostnader för ersättning enligt ellagen till producen- ter. Alla dessa kostnader för hela företaget (med undantag av de kostnader som finansieras enligt ovan av inmatningskunderna) hänförs till varje respektive överföringsled i den generella nät- strukturen. Se underbilaga 5.1. När kostnader divideras med överförd effekt respektive överförd energi i respektive överförings- led erhålles överföringskostnader i kr/kW och öre/kWh för varje överföringsled. Dessa överföringskostnader summeras sedan konsekutivt uppifrån och ned till varje markerad nätnivå i nät- strukturen. På varje sådan nivå definieras därvid en tariff som avser anslutning till regionnätet och uttag på den nätnivån. Den på detta sätt framräknade regionnätsdelen av tarifferna är lika i alla VRAB:s tre olika tariffområden, vilket kommer av att ellagen föreskriver att alla företagets kostnader för egna anläggningar skall bedömas samlat. Till regionnätskostnaderna läggs sedan VRAB:s kostnader för uttag från stamnätet. Eftersom har en tydligt nord/sydligt differentierad prissättning både för abonnerad effekt och för energiuttag, har VRAB gjort en uppdelning av sitt verk- samhetsområde i tre olika områden avseende kostnader för stam- nätet. För vart och ett av dessa områden sker det en medelvärdes- bildning av stamnätskostnaderna, dels uttryckt i kr/kW avseende effekt-kostnader och dels uttryckt i öre/kWh avseende energikost- nader. Dessa stamnätskostnader uttryckt som avgifter summeras direkt till de framräknade regionnätsrelaterade avgifterna på respektive tariffnivå. På detta sätt har VRAB tre olika tariffområ- den i med tydligt skilda priser, men prisskillnaderna härrör endast från Svenska Kraftnäts prisdifferentiering. De avgifter per tariffnivå som räknas fram på beskrivet sätt om- vandlas sedan till tariffer. Tarifferna (markerade i underbilaga 5.1) är L1 för uttag på 130– T1 för uttag direkt efter transformering från 130–till 50– L2 för uttag på 50– T2 för uttag efter transformering till 20–från 50–T12 för uttag efter transformering till 20–från 130–. Dessa tariffer har samma avgiftsstruktur oavsett tariffnivå i alla tre prisområden. Avgiftsstrukturen redovisas i underbilaga 5.2, där tarifferna har följande avgiftselement. Täcker kostnader för mätning och administra-