sou · GZB346 · 2011-05-18 00:00:00 — I analysen har vi inte tagit hänsyn till sådana faktorer som att det fysiska gasflödet normalt sett går söderut vid Ellund (gränsen mellan och ), det är i huvudsak en handelsfråga, inte en flödesfråga. Kostnaden för transport har i sin tur delats upp i sina bestånds- delar: TTF (Dornum) – Ellund – Eon samt Eon högtryck – Eon lågtryck – , från och norröver – Distribution/förbrukare Som nämnts ovan har det svenska systemet en struktur där hög- tryckssystemets grenledningar ägs av olika aktörer beroende på geo- grafisk placering. E.On äger grenledningarna söder om , från första svetsskarv efter Swedegas ledning t.o.m. MR- station, den södra delen. Från och med och norröver äger Swedegas grenledningarna t.o.m. , den norra delen. Affärsmässigt betyder det att alla kunder i södra delen har transport bokad genom Swedegas och E.On:s system. I norra delen har kunderna transport bokad enbart i Swedegas transmissions- system. På kartan nedan har ägargränssnitten samt det vi kallar för norra resp. södra delarna åskådliggjorts. Dessa benämningar återkommer i rapporten. Uppdelning i norr och söder svarar inte mot någon formell uppdelning, men är ett praktiskt sätt att beskriva geografiska skillnader i transmissionsnätet. Transmissions- ledning med vit färg ägs av , ledning med blå färg ägs av (kartan är inte exakt eller fullständig). Vi har även lagt in markörer för att markera områden där det finns distri- butionssystem. Vissa områden har en transmissionsledning utan distribution. I sådana fall finns det storförbrukare som inte behöver ett ledningssystem dimensionerat för lägre tryck. Figur 3.1 Norra respektive södra delen av transmissionssystemet Källa: Svenskt Gastekniskt Center, . I Figur 3.2 visas den totala, förväntade genomsnittskostnaden för en kWh naturgas för industriförbrukare och privatkunder i uppdelat på sina beståndsdelar baserat på dagens förhållanden. För stora kunder förhandlas gaspriset individuellt. Även transportkost- naden blir delvis individuell när kategorispecifika volym- och kapa- citetsbehov beaktas. Notera därför att individuella avtal kan ha helt andra priser samt att individuella effekt- eller energibehov kan påverka kostnaden för transport. Samtliga alternativ finns heller inte med. I några fall är fler än en distributör inblandad vilket ökar skillnaden mellan högsta och lägsta kostnad för transport. Figur 3.2 Kostnad för naturgas och transport från Dornum till [öre/kWh] 1.TTF-pris för februari avläst , publicerat i ICIS Heren Gas 2.Baserad på E.ON Gastransports Entry/Exit-tariffer för H-Gas, 3.Baserad på Energinet.dks transmissionstariff, 4.Genomsnittlig tariff för transport av naturgas 2009 baserat på uppgifter lämnade till 5.Genomsnittlig naturgastariff för distributionsföretag i södra delen (E.On, Lundsenergikoncernen, Öresundskraft) enligt rapporterade data till 6.Skatteverkets uppdaterade uppgifter fr.o.m. 7.Möjlighet till avdrag på energiskatten för industri som använder naturgas som bränsle i tillverkningsprocessen from 8.Möjlighet till avdrag på koldioxidskatt för industri som använder naturgas som bränsle i tillverkningsprocessen from Sammantaget uppgår totalkostnaden för gasen till en industrikund till cirka 31 – /kWh . Oavsett de enskilda kundernas individuella pris så är det ett relevant värde att jämföra med priset för ett alternativt bränsle. Om gasen är konkurrens- kraftig i förhållande till alternativa bränslen kommer den att användas. En mindre förändring av totalkostnaden genom en för- ändring av kostnaden för transmission för naturgasen påverkar eventuellt inte konkurrensläget mot alternativet på ett avgörande sätt. Å andra sidan kan priset för alternativet eventuellt ligga nära totalkostnaden för gas. En mindre förändring av transmissions- kostnaden, som inte är påverkbar för kunden, kan då leda till att naturgasen väljs bort i sin helhet. Vi har inte analyserat utveck- lingen av naturgasens konkurrenskraft mot andra bränslen. Som nämnts ovan är det bara delvis relevant att analysera effekten av en förändrad tariff i förhållande till naturgasens total- kostnad. Kostnaden för gas varierar och är förhandlingsbar. Natur- gas prissätts även i relation till andra bränslen, varför det finns en prisdynamik för gas som påverkar konkurrensläget för många industri- ella aktörer inom en bransch. Kostnaden för transport är fast. Den kan därmed inte påverkas av kunden annat än genom att denne använder mindre gas och mer av andra bränslen. Allt annat lika, kan en energiintensiv storförbrukande kund inom en konkurrensutsatt sektor exponeras för en opåverkbar kostnadsmässig trappstegs- effekt om kostnaden för transport ökar. Om dessutom gaspriset stiger i ett senare skede blir effekten dubbel. En annan aspekt är att naturgasen i många fall används som råvara i industriella processer. Detta innebär en begränsad utbyt- barhet till andra råvaror, varför nedläggning då kan vara ett mer realistiskt alternativ. Även småförbrukare har begränsade möjlig- heter att välja andra lösningar som inte innebär stora investeringar i alternativa uppvärmningssystem. Därmed är det även relevant att betrakta transportkostnaden separat från gaspriset. I figuren nedan visas den totala transmissionskostnaden för att transitera naturgas till den svenska marknaden. Figur 3.3 Illustrativ kartbild över tariffläget för transmission till svensk marknad Summa (inkl. E.ON) Källa: TTF, E.On Gastransport, Energinet.dk, , respektive företags hemsidor, Årsrapporter. Naturgasen gynnas kostnadsmässigt av att investeringar i pipelines kan slås ut på stora volymer med jämn last. I länder söder om transiteras betydligt större volymer än inom . Av den totala transiteringskostnaden till den norra delen av systemet utgör utländsk transitering av kostnaden, den svenska . För transitering till den södra delen av systemet är motsvarande andel av utländsk kostnad och av inhemsk. Transiter- ingen utanför utgör huvuddelen av transportarbetet. Vid köp av gas med leveranspunkt kan den svenska andelen vara ännu större beroende på var gasen kommer ifrån. Denna slutsats är dock inte är självklar eftersom priset i realiteten kan vara bundlat och det är därmed inte transparent. Om analysen enbart visar kostnaden för transport inom blir resultatet enligt nedan. Observera att tabellen nedan beskriver genomsnittliga tariffer tagna från Årsrapporterna. Vi har eliminerat kostnader för överliggande nät inom . Figur 3.4 Illustrativ kartbild över tariffläget för transmission inom Källa: , respektive företags hemsidor, Årsrapporter. Kostnaden för att transitera naturgas till den norra delen, dvs. transport enbart genom Swedegas system, uppgår i genomsnitt till /kWh. I den södra delen, dvs. genom både Swedegas och E.On:s system, uppgår transiteringskostnaden till /kWh i genomsnitt. Det är skillnaden mellan dessa nivåer som kommer att utjämnas om högtryckssystemen slås samman och en anpassning till endast en frimärkstariff genomförs. 3.2Ekonomisk sammanslagning av högtrycksverksamheterna Nedan återges valda delar av Swedegas respektive E.On:s resultaträkningar för transmissionsverksamheten på det sätt de redovisats i Årsrapporterna inlämnade till Energimarknadsinspek- tionen. Det ska tilläggas att inte har tagit ställning till korrekt- heten i inrapporteringen eller kontrollerat huruvida data är logiska och konsistenta mellan bolagen. Exaktheten i resultatet bygger med andra ord helt på kvaliteten på inrapporterade data. Bilaga 10 SOU 2011:46 Utvalda delar ur resultaträkning för ägare av högtrycksnätet Antal MR från 80 bar längd (km) Nm3 (miljoner) Snittpris (öre/kWh) -489,0 -457,0 Intäkter (mnkr) Kostnader (mnkr) -135,3 -116,6 -73,1 -79,4 -39,6 -31,1 -73,1 -79,4 -174,9 -147,7 -74,9 -70,4 -31,3 -30,8 Källa: Årsrapporter. En av de givna förutsättningarna för uppdraget är att respektive intäktsnivå ska betraktas som skälig. Vi har inte heller antagit en frivillig sänkning av det totala tariffuttaget. Effekterna av en sam- manslagning blir därför en aritmetisk beräkning enligt nedan. Tabell 3.2 Möjlig resultaträkning vid sammanslagning av högtrycksnätet Antal MR från 80 bar längd (km) Nm3 (miljoner) Snittpris (öre/kWh) Intäkter (mnkr) Kostnader (mnkr) -112,7 -110,5 -112,7 -110,5 -106,2 -101,2 Källa: , utifrån redovisade Årsrapporter. Ovanstående kan brytas ned i öre/kWh. I tabell 3.3 visas en sam- manställning av den genomsnittliga tariffen i norr och söder före och efter en sammanslagning av transmissionsnäten. Den procent- uella förändringen resulterar i en ökning på i norr och en minskning på i söder. Att det uppstår en skillnad mellan norr och söder beror framförallt på att natur- gasanvändningen är högre i söder. Tabell 3.3 Potentiella effekter på tariffen vid sammanslagning av högtrycksnätet Förändring öre/kWH Total förändring Norra delen Total förändring Södra delen -63,77 -28,68 Källa: Beräkning av utifrån redovisade Årsrapporter. Skillnaden i den summa/de tariffer som behöver utjämnas ökar kraftigt . Det är hänförligt till en kraftig ökning av volymen i söder, bl.a. mot bakgrund av ökade volymer till kraftvärme. Det kan även vara resultatet av en tariffhöjning i söder eller en effekt av tariffstrukturen, dvs. balansen mellan effekt- komponenten och volymkomponenten i tariffen, det har vi inte ana- lyserat. Givet att avkastningen är skälig totalt sett, vore det rimligt att anta att den nominella tariffen sänks eftersom det annars upp- står ett ökat totalt tariffuttag. Slutsatsen är därför att det är viktigt att definiera den tidpunkt när avkastningen betraktas som skälig. En volymökning, allt annat lika, efter en sådan startpunkt borde resultera i en sänkt nominell tariff med de givna förutsättningarna. Om tariffen inte sänks kommer den ökade volymen annars att ge en allt högre avkastning som pressar upp tariffen till en nivå som kan antas ligga över vad som är skäligt. Tabell 3.3 åskådliggör detta på ett tydligt sätt. Om tidpunkten för när avkastningen ska betraktas som skälig anges till 2008 kommer den nödvändiga utjämningen att uppgå till cirka 28 miljoner kronor mellan den norra och södra delen. Om startpunkten istället sätts till 2009 omfattar utjämningsbehovet . Dessa beräkningar kanske inte motsvarar vad ett exakt utfall skulle kunna tänkas bli vid en verklig sammanslagning verk- samheterna, de är dock ett resultat av en sammanslagning av historiskt inrapporterade data. 3.3Tariffeffekt för enskilda förbrukarsegment Med utgångspunkt från Årsrapporterna och genomsnittliga tariffer har vi analyserat hur en utjämning mellan den norra och södra delen påverkar kunderna beroende på kundstorlek. Jämförelsen är primärt fokuserad på industrier, resultatet anges i . Vi har inte genomfört analysen med utgångspunkt från nätföre- tagens angivna tariffstrukturer. Vi har använt deras genomsnittliga tariffer, dvs. antagit att sambandet mellan tariff och volym är rörligt. I realiteten är det sannolikt inte fallet vid en jämförelse av enskilda år, då en kapacitetsberoende tariff motverkar följsamhet mot volym. Över tid är det dock sannolikt att det i vart fall sker en viss anpassning som är volymkopplad. Figur 3.5 Förändring av kostnad för transmission – före och efter sammanslagning Total kostnad för transmission Kostnad transmission före sammanslagning Kostnad transmission efter sammanslagning Förbrukning (GWh) Kostnad transmission före sammanslagning (MSEK) Kostnad transmission efter sammanslagning (MSEK) Differens efter sammanslagning (MSEK) -0,8 -1,7 -2,5 -3,4 -4,2 -6,7 -10,1 Not: Diagrammet baseras på ett antal schabloniserade kundkategorier som betalar ett genomsnittligt pris per överförd energimängd. En industrikund i södra delen av systemet som förbrukar 100 MWh/år får en kostnadssänkning på . Den mot- svarande kostnadsökningen i den norra delen blir . En storförbrukare med en konsumtion på får en sänkning på i söder och en höjning på i norr. Kraftvärmeverken och är mer komplexa att bedöma. Behovet av kapacitet kan betraktas som relativt oberoende år . Därför kan kapacitetsinslaget i tariffen delvis absorbera varierande volym avseende nätföretagets intäkter. Antaganden för att bedöma tariffintäkter från kraftvärmeverk är svåra att göra och faller inte inom ramen för det här uppdraget. Rapportens genomsnittspriser kan jämföras med de priser för gastransport som sammanställs av SCB, se tabeller 3.4 och 3.5. De visar genomsnittpriser för hela systemet för hela gastransporten inklusive distribution. Priserna är utan differentiering mellan norr och söder. Kategorierna I4 och I5 i tabell 3.4, visar genomsnitts- priser som ligger nära de som beräknats i denna rapport för ett sammanslaget transmissionssystem. Det är logiskt eftersom de för- brukarna är anslutna till transmissionssystemet. Kostnaden stiger brant i takt med att förbrukarna blir mindre, se kategori I1–I3. Genomsnittligt nätpris öre/kWh, exkl. moms, för Källa: SCB. I tabell 3.5 visas de genomsnittliga priserna för gastransport för mindre förbrukare, priserna är inkl. moms. Priset är väsentligt högre än för de stora förbrukarna. Den totala volymen för små förbrukare är dock relativt begränsad vilket gör att genomslaget på genomsnittspriset blir begränsat. Tabell 3.5 Genomsnittligt nätpris öre/kWh, inkl. moms, för privatkunder Källa: SCB. 4 Faktorer som påverkar tariffen I vårt uppdrag har ingått att diskutera och i viss utsträckning ana- lysera vilka faktorer som driver tarifförändringar. I detta kapitel diskuteras ett antal sådana faktorer. Den valda regleringsmodellen är avgörande för tariffnivån, i vart fall för nivån på en maximal tariff. Den svenska modellen utgår i korthet från en beräkning av nuanskaffningsvärdet (NUAK) samt en bedömning av en real ränta, en vägd genomsnittlig kapital- kostnad (WACC) med tillägg av kostnader för drift och underhåll samt myndighetsavgifter. NUAK motsvarar vad det skulle kosta att bygga ett nytt transportsystem för naturgas. Detta belopp används för att beräkna en real annuitet med en real WACC före skatt och ett antagande om livslängd. Resultatet blir ett belopp för kapitalkostnader som motsvarar summan av ränta och avskrivning. Beloppen kan inte särredovisas för ett enskilt år på ett enkelt sätt. Till detta belopp läggs kostnaderna för drift och underhåll och vissa andra kostnader såsom myndighetspålagor etc. Regleringsmodellens hantering av kapitalkostnader är den viktig- aste komponenten vad gäller tariffpåverkan. Beräkningen av NUAK, ansatt WACC och livslängd är därmed väsentliga faktorer för tariffens storlek. En av de frågor som har i uppdrag att analysera är effekterna av en sammanslagning av transmissionssystemen. Med utgångs- punkt från denna frågeställning är det av intresse att analysera om och i så fall hur en strukturaffär där en aktör förvärvar ett natur- gassystem, kan påverka tariffen jämfört med tiden före förvärvet, dvs. hur strukturaffären i sig kan påverka tariffen. En sådan analys skulle kunna tänkas utgå från att det är en eventuell köpeskilling som påverkar tariffen. Från regleringssyn- punkt finns dock inget sådant samband eftersom det är NUAK, inte köpeskillingen, som utgör basen för den svenska regleringen. En strukturaffär behöver därmed inte nödvändigtvis påverka grun- den för framtida tariffer. Om avkastningen inte överstiger det som EI betraktar som skäligt, skulle köpeskillingen dock kunna tänkas vara tariffgrundande. Det skulle då snarare vara i ett kommersiellt perspektiv, antingen som en del av en överenskommelse mellan köpande och säljande företag eller som ett självständigt beslut av det köpande företaget, oberoende av vad det säljande företaget anser. Mer troligt är dock att köpare och säljare var för sig, har gjort en sammanvägning av reglermodell, tariffnivå, avkastnings- krav, volymutveckling, betalbarhet etc. Därefter kommer de överens i en förhandling. Det köpande företaget agerar sedan med utgångs- punkt från affärens resultat med de kommersiella och reglerings- mässiga risker det innebär, vilket kan betraktas som ett normalt förfarande. Påverkan på tariffen med utgångspunkt från effekterna av en strukturaffär är därmed framför allt en del av eller resultatet av den kommersiella överenskommelsen mellan köpande och säljande före- tag. Detta givet att avkastningen betraktas som skälig ur ett reglerings- perspektiv. Det som i grunden driver tariffnivån för olika typer av infra- struktur är, vid sidan om regleringen, volym och jämn last. Hög volym är därför alltid viktig vid infrastrukturinvesteringar, i synnerhet på en konkurrensutsatt marknad som naturgasmarknaden. För trans- missionsnätägaren torde därför marknadens/kundernas betalbarhet vara en viktig faktor när tarifferna sätts. Om tariffen blir för hög riskerar ägaren av ett transportsystem för naturgas att tappa volym och intäkter. De kvarvarande kunderna får bära en ännu större börda med en ökad tariff, vilket skapar en negativ spiral som ökar risken, osäkerheten och minskar lönsamheten. På en liten marknad som den svenska kan en sådan effekt bli påtaglig. Den relativt begränsade marknaden och det faktum att det finns relativt få stora förbrukare skapar en till vissa delar assymetrisk risk. Det innebär att enstaka beslut hos en enskild aktör kan få betydande konsekvenser för hela systemet. Den svenska naturgas- marknaden har 10-15 större industriella förbrukare samt två större kraftvärmeverk. Enskilda storförbrukare kan fatta beslut med utgångspunkt från aktuella förhållanden som omöjliggör för dem att återuppta naturgasanvändningen . Nedläggning är ett sådant exempel där kostnaden för de kvarvarande kunderna ökar, likaså avtrappning av reinvesteringar. Ett annat alternativ kan vara att avstå från att utöka verksamheten. I ett sådant fall går befintliga kunder miste om en kostnadssänkning. Genomslaget av sådana åtgärder hos enstaka storkunder kan få kännbara konsekvenser för hela kundkollektivet. Om avkastningen ligger under den nivå som betraktas som skälig, kommer skillnader i volymutvecklingen i norr respektive söder att påverka. Om det är en stark volymutveckling i söder, ökar kostna- den för en tariffutjämning i norr. Även det omvända förhållandet gäller. 4.5Självständiga beslut av nätägaren Nätägaren kan självständigt besluta om att lägga sig under reglerings- taket. Anledningarna kan t.ex. vara en eller flera av de som nämns i detta kapitel. 4.6Opinionstryck och påverkan av myndigheter Opinionsbildningen kring pris och tariffer är i allmänhet stark avseende ledningsbundna och rörbundna verksamheter. Detta gäller för elnät, gasnät och fjärrvärme. Det är sannolikt att risken för hårdare reglering till följd av opionsbildningen, publikt missnöje eller negativ publicitet kan påverka nätföretagens beslut avseende tariffnivån, det är dock osäkert i vilken utsträckning. Både tillsyns- myndigheter och opinionsbildare kan tillgripa s.k. name and shame metoder i syfte att påverka tariffens storlek. Det betyder att en aktör hängs ut och exponeras offentligt vad gäller företag- ets pris/tariffpolitik. Det kan då bli viktigt att finjustera tariffnivån för att inte hamna i en offentlig debatt. Även tariffstrukturen i sig kan ha betydelse, i vart fall på kort sikt. En jämn industrilast kan dra fördel av en kapacitetsberoende tariff- struktur eftersom den bokade kapaciteten tas i anspråk i stort sett . Ett kraftvärmeverk har däremot hög förbrukning och eventuellt ingen alls . Ett kraftvärmeverk måste dock fortfarande betala för den outnyttjade sommarkapacite- ten. Det omvända förhållandet gäller för en volymbaserad tariff- struktur, dvs. samma pris/enhet året runt. Ett kraftvärmeverk betalar då för transport men inget , dvs. kunden betalar inte för mer kapacitet än vad som används vid varje given tidpunkt. Intäktsnivån från en kapacitetsbaserad struktur är därför mindre känslig för transiterad volym än en volymberoende. En volymbero- ende tariff skulle eventuellt behöva ändras oftare om gasnätsägaren ska ha relativt avkastning givet att volymen varierar mellan åren. Eftersom en kapacitetsberoende tariff innebär att en kund med ojämn last är beredd att betala för oanvänd kapacitet, utjämnar en sådan struktur intäkterna för nätägaren mellan åren. 4.8Kombination av olika tariffstrukturer Tariffstrukturer kan vara komplicerade. En kombination av flera olika (komplicerade) strukturer längs transportvägen innebär en risk för att förändringar i ett led blir mindre transparenta. Exempel- vis skulle en kombination av kapacitetsberoende och volymbero- ende tariffstrukturer delvis kunna leda till att tarifförändringar uppströms inte direkt påverkar kunderna nedströms. Hur sådana effekter kan tänkas påverka tariffen är dock en tillsynsfråga. Vi har inte analyserat huruvida detta är fallet på den svenska mark- naden. Effektivisering kan skapa ett utrymme för en sänkning av tariffen. Detta är delvis beroende av hur regleringen är utformad. En nät- ägare skulle kunna sänka tariffen på eget initiativ på grund av rationaliseringsåtgärder och kostnadssänkningar. Det skulle även kunna ske via en effektiv tillsyn från den berörda myndighetens sida med ansatsen att det är rimligt att kräva effektiviseringar och att dessa ska föras vidare till kunderna. Normalt sett ingår en effek- tiviseringskomponent i en reglering. 4.10Val av marknadsmodell, shippermodell – elmodell Val av marknadsmodell kan påverka tarifferna. har inte haft i uppdrag att utreda för- eller nackdelar avseende olika marknads- modeller. Vi har dock noterat att valet av marknadsmodell kan påverka tariffen beroende på vilka grundantaganden som görs. I ett gassystem uppstår s.k. sammanlagringseffekter ju närm- are gaskällan kapacitetsbehovet beräknas och bokas. Sammanlagr- ing kan jämföras med dimensioneringen av en vattenledning till ett hyreshus. Anslutningen till byggnadskroppen är väsentligt mindre än behovet skulle vara om samtliga hyresgäster öppnade samtliga kranar maximalt . Eftersom sannolikheten är låg för att detta skulle inträffa, väljer man en anslutning av en mindre dimen- sion och till en lägre kostnad. Ännu närmare vattenverket blir matarledningen, relativt sett, ännu mindre. Alternativet skulle vara att alltid dimensionera allting för att kunna hantera den maximala användningen, vilket skulle bli för dyrt. En successivt lägre dimen- sionering längs en transportkedja är det som kallas samman- lagring. Sammanlagring kan jämföras med riskpooling. Samma sak gäller för bokning av kapacitet i gassystemet. Med den svenska modellen, den s.k. elmodellen, görs kapacitetsbokning- arna av distributionsnätägarna. Summan av de enskilda bokningarna skulle ge ett kapacitetsbehov som är större än nätägarens faktiska behov av att boka kapacitet i transmissionssystemet. Denne kan därför välja att debitera kunderna för full kapacitet men boka en lägre kapacitet i transmissionssystemet. Skillnaden utgör en vinst som distributionsnätägaren kan tillgodoräkna sig. Denne kan även välja att låta kunderna få del av fördelarna genom att göra en lägre bokning uppströms och föra värdet av detta vidare till kund via en lägre tariff. Frågan om huruvida sammanlagringen kommer kunderna till del är i stort en reglerings- och tillsynsfråga med en elmodell. Det huvudsakliga alternativet är en s.k. shippermodell, vilket är den modell som förespråkas av . En s.k. shipper ansvarar för tillförsel av gas till en marknad. Shippern gör kapaci- tetsbokningen och har sammanlagringsfördelarna. Om konkurren- sen på marknaden är god kommer olika att konkurrera genom att föra sammanlagringsfördelen till kunderna via ett lägre gaspris. Det är själva valet mellan modellerna som skulle kunna påverka tariffens storlek. Valet är beroende av om det anses mer sannolikt att sammanlagringsfördelen kan föras vidare till kunderna via till- syn eller om det anses mer sannolikt att den förs vidare via konkur- rerande . 5Sammanfattning – tariffpåverkan vid sammanslagning av högtryckssystemen