Beskattning av kraftföretag : slutbetänkande

Ur KB:s samlingar

Digitaliserad år 2014

BESKATTNING

. Betänkande frå om vinster

kraftföretagens

Statens offentliga utredningar WW 1991:8

Pig

Finansdepartementet

av

Beskattning

kraftföretag

slutbetänkande av om vinster utredningen kraftföretagens

Stockholm 1991

SOU och Ds kan köpas från Allmänna Förlaget, som också på uppdrag av regeringskansliets förvaltningskontor ombesörjer remissutsändningar av dessa publikationer.

Adress: Allmänna Förlaget

Kundtjänst

106 47 Stockholm

Tel 08/7 39 96 30

Telefax: 08/7 39 95 48

Publikationerna kan också köpas i Informationsbokhandeln, Malmtorgsgatan 5, Stockholm.

Omslag: Carl Johan Hane

ISBN 91-38-10729-5 ISSN 0375-25OX

O C (SESTEMS

g{‘tA:’:;‘*;

Till Statsrådet och chefen för

finansdepartementet

Genom beslut den 21 december 1989 statsrådet Feldt att

bemyndigades tillkalla en särskild utredare för att utreda om

frågan kraftföretagens vinster.

Med stöd av bemyndigandet tillkallade statsrådet Feldt,

1989-12-21, som särskild utredare professor Lennart från Nationaleko-

Hjalmarsson nomiska institutionen vid universitet.

Göteborgs

Som experter i förordnades beslut, 1990-05-04:

utredningen genom departementssekreterare Gunnar Balsvik, byråchef Per Anders Bergendahl, direktör Bo Diczfalusy, direktör Karl-Axel Edin, förbundsekonom Claes Hellgren, departementssekreterare Håkan Karlström, departementssekreterare Bo Lindén, docent Stefan Lundgren, kammarrättsassessor Lars-Olof Norgren, samt direktör Dick Kling (fr 0 m 1990-09-24).

Genom beslut 1990-03-01 förordnades Maria

avdelningsdirektör Gerholm att vara sekreterare åt

utredningen.

Utredningen antog namnet KRAV.

Statens energiverk har på uppdrag av utarbetat

utredningen underlag till betänkandet, främst avseende tre. Arbetet har utförts av

kapitel byrådirektörerna Peter Eurenius och Anders Wikström. har

Underlag även utarbetats av experten Per Anders Särskilda under-

Bergendahl. lagsrapporter till utredningen har lämnats av experten Stefan

Lundgren och av forskningsassistent Berit Tennbakk, Senter for Anvendt Forskning, Handelshögskolan i Bergen, Norge. Underlag till

kapitel fyra (lönsamhetskalkyler) har även lämnats av forskarassistent Bo Walfridsson, Göteborgs universitet.

Författningsförslaget har utarbetats av kammarrättslagman Curt

Rispe, kammarrätten i Göteborg.

För översättning till engelska av svarar

sammanfattningen högskoleadjunkt Henrik Lutzen, universitet.

Göteborgs

Utredningen har även biståtts av institutionssekreterare Eva Jonason.

Särskilt yttrande har lämnats av experterna Karl-Axel Edin och Dick Kling.

Utredningen får härmed efter avslutat arbete lämna sitt betänkande.

Göteborg i januari 1991

Lennart Hjalmarsson

Maria Gerholm

Innehåü

Sammanfattning

1.3 Betänkandets disposition

2. Beskattningsformer i andra länder och dagens vattenkraftsskatt 47 2.1 Beskattning av naturresurser i andra länder - 47

några exempel

2.1.1 Skatt på olja och gas i Storbritannien 47 2.1.2 Skatt på el i Norge och Kanada 49 2.2 Den svenska vattenkraftsskatten 54

2.2.1¶Skatt på energi (SOU 1982:16-17) 55

2.2.2¶Proposition och lag om beskattning av

vattenkraft 58 2.2.3 Erfarenheter av vattenkraftsskatten 2.2.4 Moms på energi 65

(statens energiverk, 1988:8)

3. Svensk elmarknad: kraftbalans, branschförhållanden samt vattenkraftens roll 69

3.1¶Elanvändning och elproduktion 69

3.2¶Elpriset 74

3.2.1 Högspänd el 75

3.2.2¶Internprissättning 76

3.2.3 Lågspänd el 77 3.3 Kraftbalansen under 90-talet - en bedömning 79 3.4 Den svenska kraftindustrin 82

3.4.1¶Företagsstruktur 82

3.4.2 Ekonomiska förhållanden 3.5 Vattenkraften 110 3.5.1 Aktuell produktion 111

3.5.2¶Nyttjanderätt till fallhöjder för kraftproduktion 113

3.5.3¶Agarstruktur 114

4. Elmarknadens funktionssätt och beskattning av kraftproduktion 117

4.1¶Inledning 117

4.2 Den svenska elmarknadens funktionssätt 119 4.3 Den svenska elmarknadens utveckling:

ett framtidsscenario 128 4.4 Vattenkraftens kostnader och lönsamhet 132 4.5 Generella motiv för beskattning 139 4.6 Synen på beskattning av naturresurser 142 4.7 Lägesräntor, kvasiräntor och övervinster 145

4.8¶Beskattning av kraftproduktion 149

5. Regional âterföring av vattenkraftens vinster 159 5.1 159

Bakgrund

5.2¶Overväganden 160

6. Beskattningsmodeller och förslag 163

6.1¶Inledning 163

6.2¶Utgângspunkter 163

6.3 Skattemodeller 166

6.3.1¶Inledning 166

6.3.2 kWh-skatt 167

6.3.3 Skatt per kW 172

Bilaga 1 Beskattning av resursräntor från elkrafttillgångar 191 Bilaga 2 Noen aktuella problemstillinger for svensk

kraftforsyning 245 Bilaga 3 Fastighetsvärden och lägesråntor 285

Sammanfattning

Direktiven

I december 1989 beslöt regeringen att en särskild utredare skulle få i

uppdrag att se över frågan om beskattning av kraftföretagens vinster. Bakgrunden till uppdraget var förväntningar om kraftiga elprisökningar

under 1990-talet, orsakade av den s k omställningen av energisystemet

med bl a awecklingen av kärnkraften och omställning till förnybara energikällor, med de höjningar av vinsterna i befintliga kraftanlägg-

ningar som detta skulle medföra.

Dessa vinster skulle kunna bli föremål för beskattning av framför allt två skäl:

1. Statsfinansiellt bör en beskattning av kraftproduktion i äldre

anläggningar ge begränsade samhällsekonomiska störningar

under förutsättning att skatten utformas så att den inte leder till

en prisnivå som avviker från marginalkostnaderna i nyproduktio-

nen. Skatten kan ge positiva effekter i form av en ökad effektivi-

tetspress på företag med äldre kraftanläggningar. Beskattning av

elproduktion i sådana anläggningar kan också motverka rabatter

och internprissättning under marginalkostnadsnivån.

2. Fördelningspolitiskt kommer omställningen av energiför-

sörjningssystemet att medföra stora kostnader för folkhushållet. Elkonsumerande hushåll och företag kommer att få acceptera

högre elpriser med därav följande effekter för köpkraft och

vinstniväer. Det kan i en sådan situation uppfattas som oskäligt

om vissa - till av om-

kraftproducenter just följd energisystemets

- Därför aktualiseras hur dessa

ställning gör stora vinster. frågan vinster skall kunna komma hela samhället till del.

Enligt direktiven ska en utgångspunkt för vara att

utredningsarbetet omställningen av energisystemet skall genomföras med så små

samhällsekonomiska kostnader som möjligt och med bevarande av väl

fungerande energimarknader. Denna utgångspunkt har utgjort ledstjärnan i utredningens arbete.

Elmarknadens utveckling

Samtidigt som en politiskt beslutad omställning av den svenska energiförsörjningen utgör bakgrunden till denna utredning är osä-

kerheten om takten och förloppet i denna stor. En

omställning mycket

sådan omställning framstår i dag som mera osäker i utredningens

tidsperspektiv än vid tidpunkten för direktiven. Däremot har sannolikheten för en annan omställning ökat, nämligen en från

omställning omfattande politisk styrning och producentstyrning av energimarkna-

derna till mera marknads- och konsumentstyrning. Jag har därför, såväl i analysen som i utformningen av mina beaktat

förslag, möjlig-

heterna av en sådan omställning till en mera marknadsstyrd och konkurrensutsatt elmarknad.

Vid en bedömning av den svenska elmarknadens utveckling är det framför allt två faktorer som är av speciellt stor betydelse:

Kärnkraftens framtid i Sverige *

Avregleringen av elmarknaderna i Norden och

Europa

En aweckling av ett par kärnkraftsreaktorer skulle innebära ett betydande bortfall av kapacitet i det svenska elsystemet och en press uppåt på elpriserna för att jämvikten på elrnarknaden ska bevaras.

Eftersom investeringar i ny produktionskapacitet kräver en betydande elprisökning för att bli lönsamma uppstår inget prispressande utbud av någon omfattning vid en reaktoravveckling förrän prisnivån för

högspänd el ökat med mer än 50 procent, jämfört med i dagsläget.

Om awecklingen av kärnkraften skjuts på framtiden kommer ut-

vecklingen av den svenska elprisnivån att i hög grad betingas av

eventuella förändringar i konkurrensförhållandena på elmarknaden. Sådana förändringar kan mycket väl bli resultatet av den

avregle-

ringsdebatt som nu även nått Sverige och som i Norge redan resulterat

i en ny energilag och planer på ytterligare reformering av den norska

elmarknaden.

Som diskuteras i utredningen skulle, min en ökad

enligt uppfattning,

konkurrens redan på den inhemska elmarknaden sannolikt resultera i en 10-20 från nivå. En av-

prispress på ytterligare procent dagens

reglerad nordisk elmarknad med väl fungerande konkurrens skulle förstärka denna prispress ytterligare. En betydligt hårdare konkurrens mellan de nordiska elproducenterna, med t ex möjlighet för elkrävande svenska företag att sluta kontrakt direkt med elproducenter i grannländerna, skulle bidra till att stärka konkurrenskraften hos den elintensiva delen av det svenska näringslivet men också bidra till en

generellt

förbättrad allokering av elenergin inom de nordiska ekonomierna.

En förståelse av den svenska elmarknadens funktionssätt och bedömningar av elmarknadens framtida utveckling är därför för

mycket viktig

en bedömning av den centrala för

utgångspunkten utredningen, nämligen en förväntad högre framtida elprisnivå.

Den slutsats jag drar för utredningens vidkommande av möjliga alternativ för den svenska elmarknadens framtida utveckling är att det

system för beskattning av kraftföretag som föreslås måste

uppfylla

långtgående krav på marknadskonformitet. Det får inte förhindra eller motverka utvecklingen mot en mera avreglerad elmarknad. Det kan

heller inte baseras på förutsättningar om starkt stigande elprisnivå

inom en nära framtid utan måste vara anpassningsbart till olika banor

för prisutvecklingen på elenergi.

Vattenkraftens lönsamhet

Vattenkraften framstår ofta i människors medvetande som en mycket billig och lönsam källa för elproduktion och därmed som ett

lämpligt

skatteobjekt, medan kärnkraften betraktas som dyr och olönsam.

Bakom denna uppfattning torde ligga de mycket låga löpande kost-

naderna i vattenkraftproduktionen, ca 2-4 öre kWh 1990, i

per kombination med en penningillusion som alltid får historiska kostnader att framstå som lägre än samtida. Med ett marknadspris på elenergi på ca 20 öre per kWh kan därför lätt vattenkraften synas mycket lönsam, speciellt som den största delen av kapaciteten byggdes ut för mer än 30 år sedan.

Ju mer kapitalintensiv en verksamhet är desto lönsammare framstår den när vi bortser från kapitalkostnaderna. Vattenkraftens kostnadskarakteristika döljer lätt dess reella kostnader. har under

Jag

arbetet med utredningen hos många funnit en tendens att bortse från vattenkraftens höga investeringskostnader, och eftersom dessa är så dominerande i fråga om vattenkraften uppfattas denna som billigare och mera lönsam än den egentligen Endast om vi bortser från

tidigare generationers uppoffringar av arbetskraft och kapital, och

betraktar vattenkraften som en gåva från kan

tidigare generationer,

vattenkraften betraktas som billig. Men då är också t ex vårt boende mycket billigt och bostadssektorn mycket lönsam.

Den vattenkraft som varit tillgänglig för under de senaste

utbyggnad

decennierna har i stor utsträckning varit mycket dyr att bygga ut. Det är utbyggnaden av kärnkraften som bidragit till den

mycket gynnsamma elprisutvecklingen sedan mitten av 1970-talet, medan den vattenkrafts-

utbyggnad som skett parallellt med kärnkraftsutbyggnaden lett till en fördyring av elproduktionen. Med den prispressade elmarknad som rått

under 1980-talet med realt fallande torde av

elprisnivå efterkalkyler

vattenkraftsutbyggnaden under de senaste decennierna visa att ett stort antal projekt faktiskt uppvisar ett negativt nuvärde om inte en betydande elprisökning sker under 1990-talet. Detta gäller även förnyelsen av vissa äldre anläggningar som trots sin storlek varit mycket dyrbara och med stor säkerhet olönsamma projekt, men där alternativet egentligen var en nedläggning av kraftstationerna.

Äldre vattenkraft

Rent intuitivt förefaller det mycket rimligt att äldre vattenkraft är mera lönsam än yngre. Det är också denna föreställning som ligger bakom den rådande differentieringen av vattenkraftsskatten med hänsyn till

anläggningarnas ålder.

Generellt sett finns det dock inget som tyder på__att äldre vattenkraftsprojekt skulle vara mera lönsamma än yngre. Aven om de bästa

fallen byggdes ut först var produktiviteten vid den tidpunkten relativt

låg varför, sett med dagens ögon, kostnaderna blev höga. Genomsnittligt sett har således äldre vattenkraft på grund av produktivitetsutveck-

lingen varit dyrare att bygga ut än yngre men samtidigt var elprisnivån högre varför projektens lönsamhet torde ha legat på ungefär samma

nivå över tiden fram till 1970-talet. När potentiella projekt förväntas

generera ett positivt nuvärde, vid en viss kalkylräntenivå, så genomförs i allmänhet investeringen. Investeringsprocessen i en expanderande

bransch har alltså i grova drag karaktären av en ström av potentiella investeringsprojekt som successivt realiseras allteftersom de passerar

lönsamhetsgränsen. Detta innebär att även om vattenkraftsprojekt med

gynnsamma lägen tas i anspråk tidigt så kan man förvänta sig att

lönsamheten i dessa tidiga projekt ligger på ungefär samma nivå som

lönsamheten i senare projekt med sämre lägen, därför att dessa senare projekt inte realiseras förrän lönsamhetsgränsen passerats. Orsaker till variationer i lönsamhet mellan får då sökas i faktorer som till-

projekt ståndsprocessen, bristande kunskap eller andra trögheter, felslagna förväntningar om investeringskostnader och framtida prisutveckling samt förändrade marknadsförutsättningar och kalkylräntenivåer. Inget

av dessa fall utgör ett stöd för hypotesen att äldre vattenkraftsprojekt skulle vara mera lönsamma än yngre. Däremot kan vi säkert finna en stor åldersoberoende variation i lönsamheten mellan olika projekt.

Lönsamheten i de senaste decenniernas vattenkraftsutbyggnad har dock varit låg. Den vattenkraft som byggts ut under 1970- och 1980-talen,

parallellt med kärnkraftsutbyggnaden, uppvisar genomsnittligt sett en

mycket låg lönsamhet beroende på att ett antal mycket olönsamma projekt genomförts under de senaste decennierna av rena sysselsätt-

ningsskäl, på grund av subventionerat kapital samt förväntningar om

förtida aweckling av kärnkraften. Men det är inte sådana argument som ligger bakom den populära uppfattningen att äldre vattenkraft är mera lönsam än yngre.

De höga rörelseöverskott vi idag observerar i äldre anläggningar kan i vissa anläggningar spegla en hög lönsamhet i andra endast utgöra

bidrag till täckandet av kapitalkostnader i anläggningar med genom-

snittligt normal till negativ lönsamhet. Vi luras av det långa tids-

perspektivet att glömma de höga investeringskostnaderna för många år

sedan.

Sammanfattning

Det kan tilläggas att det ligger i sakens natur att de bok-

löpande

föringsmässiga överskotten från en anläggning i allmänhet ökar med åldern på anläggningen, ända fram till dess förnyelse, eftersom den ekonomiska avskrivningen av en anläggning oftast sker under en kortare period än den tekniska livslängden. Denna

speciella tidsproñl för kapitalkostnadernas bokföringsmässiga i en utveckling anläggning

får dock inte blandas samman med anläggningens lönsamhet utan

tidsproñlen beror på att kapitalkostnaderna inte fördelats över jämnt anläggningens livslängd, t ex beroende på en hög andel självfmansiering. Aven olönsamma anläggningar uppvisar f ö samma tidsproñl för

överskotten. Lönsamheten för en kraftstation erhålles som det diskonterade nuvärdet av alla kostnader och intäkter, varför storleken

på

driftsöverskottcn under enstaka år inte år någon god indikator

på

lönsamhet. När gamla anläggningar förnyas förvandlas överskotten återigen till underskott under en tidsperiod, men detta ska inte tolkas som tecken på att lönsamheten plötsligt försämrats.

Mot bakgrund av ovanstående ha att

hoppas jag klarort anläggningars

ålder inte är en relevant utgångspunkt för av

beskattning anläggningar.

Motiv för beskattning av

vattenkraft

I sökandet efter skatter med effektivitetsförluster riktas ofta

låga

blickarna mot naturresurserna i en och vatten

ekonomi, speciellt jord

men också mineraltillgångar och fossila bränslen. I varierande om-

fattning ger alla knappa naturresurser upphov till s k knapphetsräntor.

En beskattning av knapphetsräntor utgör också ett klassiskt tema inom nationalekonomin. En beskattning av jord och vatten har traditionellt ansetts ha låga kostnader eftersom är och

tillgångarna begränsade

utbudet prisokänsligt. I viss har denna

utsträckning uppfattning

modifierats i modern skatteteori genom beaktandet av effek-

dynamiska

ter, dvs effekter på kapitalbildningen.

I/tlka motiv föreliger dä för en särskild skatt

på vattenkraft?

Utgångspunkten för en särbeskattning måste vara att det förekommer någon form av beskattningsbara överskott som bör tillfalla

ej producenterna som det är att

(fördelningsmotivet), samtidigt möjligt

beskatta dessa till låga samhällsekonomiska kostnader

(effektivitetsmotivet).

Det klassiska motivet i skattelitteraturen är att det av skäl

något

föreligger fysiska restriktioner för vissa typer av investeringar, som medför att lönsamheten vid kapacitetstaket i

överstiger avkastningen

en delbransch eller i andra branscher. Det skulle m a o vara lönsamt att investera ytterligare i denna typ av teknik om det vore

möjligt.

Vari består då dessa fysiska restriktioner när det gäller kraftproduktion? Dessa kan ha två olika karaktär. I det ena fallet har vi politiska bestämmelser som begränsar utbyggnaden av viss kraft, t ex förbudet mot utbyggnad av kärnkraft och större vattenkraftanläggningar. Detta driver på sikt upp elpriserna och medför då ökade vinster, politikräntor, i befintlig vattenkraft (men också i alla andra

kraftslag).

Det andra fallet är när de naturgivna förutsättningarna i sig utgör en restriktion för viss typ av verksamhet. Detta gäller vid ianspråktagande

av naturliga fallhöjder för vattenkraftproduktion. Vi har då en

verksamhet som ger upphov till lägesräntor.

Det är enbart förekomsten av lägesräntor som enligt min mening kan anföras som motiv för beskattning av viss kraftproduktion, framför allt vattenkraft men i princip också kraftvärme och vindkraft. Politiska

restriktioner påverkar lägesräntornas omfattning men är i sig svårare

att anföra som motiv för beskattning av kraftproduktion. Tvärtom kan

man hävda att det är speciellt viktigt att inte investeringsincitamenten

ytterligare i negativ riktning i branscher med stora risker för

påverkas politiska ingrepp. Enligt min uppfattning vore det därför mycket

olämpligt med en särskild beskattning av rörelseöverskotten i kärnkraftverk eller andra värmekraftanläggningar. Det förbud som nu gäller för

investeringar i ny kärnkraft kan visserligen ge upphov till en ytterligare

form av politikränta, men mot detta ska ställas, att denna politikränta kan visa sig vara temporär samt att de som investerat i kärnkraft också

tog en politiskt betingad risk att driften av anläggningarna skulle

förbjudas i framtiden.

Enligt min uppfattning är det således enbart förekomsten av lägesräntor inom kraftproduktionen som kan motivera en särskild skatt.

Förändringar i elpriset diskonteras genast i förändrade fastighetsvärden

på vattenkraft. Skattemotivet gäller givetvis generellt för alla typer av

fastigheter, t ex jordbruk, skogsbruk och hyresfastigheter, där föränd-

i mer eller mindre omedelbart diskonteras i

ringar produktpriserna fastighetsvärdena.

Själva förekomsten av lägesräntor som inkomstkategori innebär

emellertid inte att de är lätta att identifiera och beskatta. Eftersom de bästa lägena ofta byggdes ut i ett tidigt skede skulle vi förvänta oss att tillgångsvärdet i viss mån är korrelerat med anläggningarnas ålder. Men

på grund av alla trögheter och ofullkomligheter i investeringsprocessen är denna korrelation långtifrån perfekt. När anläggningar förnyas ökar svårigheterna att åldersbestämma anläggningar vilket ytterligare bidrar

till att åldern på en anläggning inte bör läggas till grund för en

beskattning.

Sammanfattning

Lägesräntor har nämligen en tendens att omvandlas till kostnader. När

tillgångar byter ägare ingår lägesräntorna i tillgångarnas värde och

utgör därmed en kostnad för den nye ägaren. Om av

beskattning lägesräntor ska utnyttjas som ett fördelningspolitiskt instrument utan

godtyckliga effekter i enskilda fall krävs det att beskatt-

egentligen

ningen träder i kraft så snabbt efter en icke förväntad

prisökning på

den aktuella slutprodukten att lägesräntorna hunnit omvandlas till

ej kostnader. Fördelningsargumentet mister ytterligare i styrka när det

gäller den svenska vattenkraften eftersom denna till ca 70 procent är

samhällsägd och med 10 procentenheter ägd av försäkringsbolag och

pensionsfonder. Det är således främst av effektivitetsskäl som en särskild beskattning av lägesräntorna i vattenkraft kan motiveras och som speciellt kan motivera en av den existerande

reformering

beskattningen. Rättvise- eller fördelningsskäl är däremot svåra att anföra.

övervältring av skatt

Effektivitetsskäl talar för att beskattningen bör utformas så att skatten inte övervältras framåt på konsumenterna utan

genom högre elpris

enbart riktas mot lägesräntorna. Enligt borde den

prop 1982/83:50

redan införda producentskatten i inte kunna övervältras

princip på

konsumenterna via höjda elpriser. Bakom denna förhoppning torde legat den enkla läroboksmodellen för av skatt. Problemet

övervältring

är att förutsättningarna för denna modell ej är helt den

uppfyllda på

svenska elmarknaden. Modellen bygger nämligen

på vinstmaximerings-

beteende hos företagen, medan ca hälften av den svenska

elproduktionen sker i ett avkastningsreglerat företag, Vattenfall, som har som målsättning att uppfylla avkastningskravet och inte att maximera sin vinst.

Aven andra företag (Stockholm Energi m fl) har delvis detta mål. Under sådana förhållanden måste man räkna med att alla av

typer skattehöjningar delvis kommer att övervältras framåt på konsumenterna även på relativt kort sikt.

Fördelningsaspekter

Gynnsamma fördelningspolitiska effekter har också anförts som motiv för en särskild beskattning av Detta motiv hade

kraftproduktionen.

varit lätt att förstå om kraftindustrin uppvisat en med andra

jämfört

branscher betydligt högre lönsamhet. Av diskussionen i 3 och

kapitel

4 framgår att så inte är fallet. Föhållandena kan dock komma att förändras i framtiden, speciellt vid en av kärnkraften.

aweckling

Effekterna på inkomstfördelningen av en särskild av

beskattning

kraftindustrin är heller inte helt entydiga utan beror i i

hög grad på

vilken omfattning och i vilket en

tidsperspektiv produktionsskatt

övervältras framåt på konsumenterna. Detta beror, som vi diskuteras

i kapitel 4, dels på tidsperspektivet dels i vilken är på grad företagen

optimalt anpassade i utgångsläget innan beskattning, dvs om företagen

är vinstmaximerande eller inte. På kort sikt för vinstmaximerande företag kan vi räkna med att en produktionsskatt övervältras bakåt på producenterna. Skatten leder då till att såväl rörelseöverskottet som

tillgångarnas marknadsvärde sjunker.

Detta kan kanske uppfattas som positivt ur fördelningspolitisk

synvinkel, men om en anläggning bytt ägare, och den nye ägaren köpt

anläggningen utan förväntningar om en framtida beskattning drabbas

denne av en oförutsedd kapitalförlust medan tidigare ägare till-

godoort sig hela förmögenhetsökningen. Men även om tillgången inte

omsatts utan tillhört ett och samma företag hela tiden har ägargenerationerna avlöst varandra, dvs även om inte tillgången bytt företag så byter företag successivt ägare, varför även i detta fall fördelningseffekten drabbar en viss generation på ett godtyckligt sätt. Det är endast om värdeökningen är oförutsedd och beskattningen annonseras direkt i anslutning till denna som fördelningseffekterna kan beskrivas som otvetydigt gynnsamma.

På lång sikt har produktionsskatter en tendens att gradvis förvandlas till konsumtionsskatter. En fördelningspolitiskt intressant fråga är därför om en konsumtionsskatt på el har gynnsamma fördelningseffekter? Svaret på denna fråga är nej. En elskatt har en svagt regressiv

effekt, dvs låginkomsthushåll drabbas hårdare än höginkomsthushåll,

pensionärer hårdare än yrkesaktiva, hushåll med barn hårdare än hushåll utan barn, hushåll i glesbygd hårdare än stadshushåll och hushåll i norra Sverige hårdare än hushåll i södra Sverige.

Av analysen ovan kan man få intrycket att det egentligen är svårt att fmna rationella motiv för en särskild beskattning av kraftproduktionen. Det är också min principiella uppfattning att det under nuvarande omständigheter av rättvise- och fördelningsskäl är svårt att motivera en

sådan beskattning. Om lönsamheten i dagsläget av någon anledning

skulle anses vara för hög, bör denna lönsamhet, enligt min uppfattning, pressas genom att förutsättningar skapas för en ökad konkurrens på elmarknaden och inte genom en höjd beskattning.

Däremot torde effektivitetsförlusterna av de existerande skatterna på vatten- och kärnkraft vara begränsade, trots att man måste räkna med en övervältring av skatten framåt på konsumenterna. Jag har uppfattat

det som en budgetrestriktion på utredningen att inte överväga ett

avskaffande av dessa skatter.

Kärnkraftsskatten som uppgår till 0.2 öre per kWh, vilket ger ca 140 Mkr i skatteintäkter är närmast av symbolisk karaktär och lämnas därhän. Det torde klart framgå av analysen att jag anser en höjning av denna (eller införandet av nya skatter på samtliga kraftslag utom vat-

tenkraft) som högst olämplig.

Sammanfattning

Enligt den nu befintliga beskattningen av äldre vattenkraftanläggningar

är skatten 1 öre/kWh för anläggningar som togs i drift före 1978 och 2 öre/kWh för anläggningar före 1973. Skatteintäkterna

idrifttagna

uppgår till ca 1000 Mkr per år.

Inom ramen för nuvarande nivå finns det dock starka

på beskattningen

argument för en reformering av den existerande framför

beskattningen,

allt därför att ett bibehållande av den nuvarande kan

utformningen

förväntas leda till ökade effektivitetsförluster i framtiden. Skatten är helt enkelt inte förenlig med effektivitet en konkurrensutsatt

på

elrnarknad. Den teoretiskt mest tilltalande skattebasen är då

lägesräntorna inom kraftproduktionen.

Vid en aweckling av kärnkraften ökar också i skälen för en

styrkan

särskild beskattning av kraftproduktionen och att faktiskt att

utnyttja

även en produktionsskatt övervältras framåt konsumenterna via ett

på

höjt elpris. Dels ökar lägesräntorna på ett sannolikt i stor

utsträckning

oförutsett sätt, dels kan det visa sig nödvändigt av rena effektivitetsskäl att, inom ramen för nuvarande av

avkastningsreglering elmarknaden,

genom skatteökningar pressa upp kostnadsnivån i elproduktionen. Därigenom kan man ge incitament till prisledaren Vattenfall att

höja

elpriset till en sådana nivå att jämvikt skapas mellan utbud och efterfrågan på elmarknaden och en dyrbar kan

ransonering därigenom undgås. En ytterligare höjning av Vattenfalls skulle avkastningskrav

dock ur få samma effekt liksom en av

effektivitetssynpunkt avreglering

elmarknaden.

Huvudproblemet vid beskattning av kraftproduktionen blir då dels att

utforma en beskattning som träffar den som varierar mellan

avkastning

kraftstationerna (p g a lägesräntan) och inte

vattenkraftproduktionen

generellt, dels att utforma så att denna varierar med

beskattningen

variationer i lönsamheten. För att lösa det måste vi studera

problemet

de modeller som står till buds för en De olika skattemo-

beskattning.

deller som diskuteras är

i) skatt per kWh ii) skatt per kW

iii) fastighetsskatt

iv) vinstskatt

Andra krav som ställs på beskattningen är enkelhet, och att uppbördskostnaderna skall vara begränsade. Två krav, som

ytterligare

framförs i direktiven, är att skattemodellen skall

möjliggöra återföring

av vinsterna från äldre vattenkraft till de regioner där dessa genereras samt att beskattningen av vinster

kraftföretagens gradvis kan anpassas

till i elpriserna.

förändringar

Beskattning av avkastning

Förhållandet att det är lägesräntorna inom kraftproduktionen som skall utgöra skattebasen ger upphov till kravet att skatten på ett tillfredsställande sätt ska kunna differentieras med avkastningsförmågan som grund. Med avkastningsförmåga avses här inte den faktiska lönsamheten i en existerande anläggning utan snarare den lönsamhet som skulle erhållas för en specifik anläggning om denna hade utgjort en

som hade tagits i bruk idag. En anläggning med hög

nyinvestering avkastningsförmåga är en anläggning med en hög andel lägesränta som

andel av det överskott som anläggningen genererar. Lägesräntan existerar som inkomstslag i samhället, men den kan mycket väl ha omvandlats till en kostnad för företaget. Det senare är fallet om en anläggning bytt ägare och den nye ägaren köpt anläggningen utan för-

om en framtida beskattning av lägesräntan. Att beskatta

väntningar

lägesräntor innebär därför att det som beskattas är potentiell snarare än faktisk avkastningsförmåga eller en extra skatt på en viss del av förmögenhet snarare än vinst.

Under vissa förutsättningar sammanfaller den potentiella och den faktiska avkastningsförmågan hos en anläggning. För detta krävs att lägesräntan ej förvandlats till en kostnad utan reflekteras i anläggningens ekonomiska överskott. Så snart en anläggning bytt ägare, utan

förväntningar om framtida beskattning av lägesräntan, har lägesräntan

omvandlats till kostnad.

Nackdelar med nuvarande kWh-skatt

En punktskatt per producerad kWh innebär att den rörliga driftskostnaden ur synvinkel ökar med skattens belopp. Skatten kan

företagets

på kort sikt slå igenom på marknadspriserna om det beskattade

kraftslaget i vissa perioder är prisbestämmande marginalkraftslag.

Skatten kan också öka de reala produktionskostnaderna före skatt om

skatten snedvrider kostnadsrangordningen mellan anläggningar inom

sektorn. För att undgå kortsiktiga effektivitetsförluster får inte skatten

bli så hög att den relativa kostnadsrangordningen för olika kraftslag

ändras.

I perioder då vattenvärdet är nära eller lika med noll är det emellertid

oundvikligt att en vattenkraftsskatt kan påverka kraftföretagens

I sådana situationer kan företagen finna det lönsamt att

driftsplanering.

importera el i stället för att producera egen. Omvänt kan kraftföretagen avstå från att exportera el om exportpriset inte ger täckning för skatten. Den nuvarande skatten ledde till just dessa effekter när den infördes. Efter antydningar från statens sida om importavgifter på

el deklarerade KSN samarbetsorgan för samkörning

(kraftindustrins

med i ett brev till industridepartementet att kraftföretagen vid Norge)

importaffärer i framtiden skulle bete sig som om skatten ej existerade. Någon motsvarande utfästelse för exporten ordes dock inte.

Utrymmet för en höjning av vattenkraftsskatten är begränsat. Kärnkraf-

ten, som i rangordning efter kortsiktig marginalkostnad ligger närmast

vattenkraften, har en rörlig kostnad på ca 4-5 öre per kWh. Om naturgas kommer att utnyttjas för elproduktion och kontrakten utformas som take or pay uppgår naturgasens rörliga kostnad i till 0 öre

princip per kWh. Då kan en situation uppstå där naturgasbaserad elproduktion

tränger ut vattenkraften under lågbelastning. Till detta ska läggas att den typ av deklaration som KSN utfärdat knappast är hållbar vid en avreglering av elmarknaden. Hotet om importskatt är heller

idag ej

speciellt trovärdigt, eftersom en sådan sannolikt skulle strida mot EG:s

frihandelsregler.

Sammanfattningsvis, torde visserligen ett behållande eller viss utvidg-

ning av kWh-skatten på vattenkraft f n leda till begränsade kortsiktiga

effektivitetsförluster, under förutsättning att skatten på vattenkraft inte överstiger kärnkraftens rörliga driftskostnad, men blickar vi längre

framåt kan även de kortsiktiga effektivitetsförlusterna bli

betydande.

De begränsade effekter som kan uppkomma i ett

dagsläget gäller

alltför lågt utnyttjande av vattenkraft inklusive under

exportförluster

lågbelastningsperioder då vattenvärdet är nära noll.

På sikt bestäms kraftprisnivån av den för

långsiktiga marginalkostnaden

ny baskraft, det vill säga av summan av rörlig driftskostnad och

kapacitetskostnad för denna. Eftersom skatten på äldre krafttillgångar

innebär att man generellt beskattar (alltså inte fall-

täckningsbidragen

räntorna direkt) hos dessa ska nytillkommande baskraft beskattas.

ej

Därmed, kan man hävda, kommer inte skatten på äldre kraft att

påverka den långsiktiga marginalkostnaden för och kraftsystemet

därmed inte heller på sikt marknadspriset under förut-

på elenergi

sättning att vi bortser från eventuella

förväntningar om att även nyare vattenkraft kommer att drabbas av skattebelastning på längre sikt.

Det torde dock vara realistiskt att räkna med att skatten

påverkar

företagens förväntningar om nya, liknande skatter i framtiden även om den för närvarande endast omfattar äldre Kraft-

vattenkrafttillgångar.

företagen kommer då att ha incitament att investera först när kraft-

priserna stigit till en nivå över den långsiktiga marginalkostnaden för

ny baskraft. Hur stor prispremie kraftföretagen kommer att vilja ha för att investera i ny baskraft beror dels vilken skattenivå de

på befarar,

dels på hur de bedömer sannolikheten för nya Tror de att

pålagor.

sannolikheten är nära ett för nya skatter i framtiden kommer

pris-

premien att bli ungefär lika med den förväntade skatten. Ju de

lägre

bedömer sannolikheten vara desto lägre blir också kravet

på pris-

premie.

Med förväntningar om nya pålagor i framtiden kommer en skatt på

äldre vattenkrafttillgångar att leda till långsiktigt högre kraftpriser.

Skatten kommer mer eller mindre att övervältras på kraftkonsumenterna och syftet att beskatta knapphetsräntor i äldre vattenkraft kommer

inte att uppnås. Med förväntningar om framtida beskattning påverkas alltså investeringar på det sättet att de under en övergångsperiod senareläggs tills efterfrågan ökat tillräckligt mycket för att motivera en kapacitetsutbyggnad vid det högre priset.

Ett annat problem med den nuvarande skatten gäller kostnaderna för

att långsiktigt differentiera en beskattning av anläggningar efter ålder.

Den nuvarande kWh-skattens uppdelning infördes vid

på ålderssegment

en tidpunkt då anläggningarna var relativt enkla att åldersbestämma.

Förnyelseprogrammen hade ännu inte uppnått någon större volym. Till följd av de förbättrings- och förnyelseinvesteringar som nu ökar i omfattning blir klassificeringen av anläggningar m a p årgångar med

tiden allt mera komplicerad. Incitament skapas också att i förtid bygga

om anläggningar för att påverka åldersbestämningen.

Skatt per kW

Effekterna av en skatt per kW är i princip desamma som för en skatt per kWh. Den har dock inte några effektivitetskostnader som beror på

snedvridningar i kraftföretagens produktionsplanering eller på grund av

kortsiktiga priseffekter.

F astighetsskatt

Marknadsvärdet för en kraftstation kan spjälkas upp i markvärde och byggnadsvärde. Det årliga överskottet kan då definieras som dels en

normal avkastning på byggnadsvärdet (realkapitalinvesteringen) dels en

restpost som representerar avkastningen på markvärdet, dvs lägesräntan (eller som här fallräntan). Markvärdet utgörs alltså deñnitions-

mässigt av nuvärdet av de årliga lägesräntorna.

En fastighetsskatt på markvärdet (alltså inte på marknadsvärdet i sin helhet) av en viss storlek innebär alltså här detsamma som en skatt på

de ärliga lägesräntorna. Vi kan således beskatta de (icke-operationellt definierade) lägesräntorna indirekt genom att beskatta anläggningar-

nas markvärden.

Innan vi behandlar kraven på taxeringen av kraftstationer för att en sådan beskattning skall vara möjlig och tillfredsställande ska vi kort diskutera en extra vinstskatt som alternativ.

Sammanfattning

Vinstskatt

En extra Vinstskatt kraftindustrin kan också diskuteras, men en

på

sådan är, under vissa förutsättningar, ekvivalent med en förmögenhetsskatt. Till dessa förutsättningar hör att lägesräntorna över-

genom låtelser ej förvandlats till kostnader. Variationer i bör

fastighetsvärden

ju då rimligen avspegla variationer i de rörelseöverskott som motsvarar

själva lägesräntorna, varför en beskattning av lägesräntorna i princip är ekvivalent med en förmögenhetsbeskattning.

I så fall skulle en vinstskatt som uttogs för varje anläggning också

innebära en beskattning av lägesräntorna. Om däremot anläggningarna

i en bransch varit föremål för överlåtelser har de skillna-

ursprungliga

derna i lägesräntor förvandlats till kostnader och lönsamheten mellan anläggningar utjämnats till den normala lönsamhetsnivån i branschen. Under sådana omständigheter kommer en vinstskatt att innebära en

ej

beskattning av lägesräntorna, utan endast en svårmotiverad extrabeskattning av kraftanläggningar varför denna modell framstår

generellt

som mindre lämplig.

Regional återföring av vattenkraftens vinster

Sedan lång tid tillbaka har möjligheterna diskuterats att återföra en del av det överskott som vattenkraften till de orter eller

genererar regioner där produktionen sker. Motiven har men har varit

skiftat, huvudsyftet att stimulera den regionala utvecklingen.

Enligt direktiven till denna utredning ska förslagen utformas med hänsyn till att vinster från äldre vattenkraft skall kunna återföras till de regioner där de genereras. Syftet med en sådan återföring skulle vara att finansiera olika samhällsinsatser, som kan bidra till den

regionala utvecklingen i vattenkraftsregionerna.

En återföring av vinster från vattenkraften till de där den

regioner

genereras inrymmer dels juridiska dels ekonomiska aspekter.

Det finns starka juridiska invändningar mot en direkt mellan

koppling

utnyttjande av mark och vatten regionalt och eftersom

vinståterföring,

ett uttag av kommunala avgifter förutsätter motprestation. Efter vad jag förstår utesluter detta en direkt regional eller lokal av

beskattning kraftföretagen i form av avgifter. Möjligen

skulle man kunna överväga en återgång till kommunal och

bolagsbeskattning fastighetsbeskattning

av kraftföretag, men mot detta talar att den kommunala

beskattningen

av juridiska personer har, efter noggranna

överväganden, nyligen

avskaffats, och kommunerna redan för skattebortfallet.

kompenserats

Därför återstår, så vitt att en av medel måste

jag förstår, återföring

ske via omvägen över statskassan.

Eftersom vattenkrafttillgångarna till hela 70 procent är offentligt ägda, och till 10 procent ägda av försäkringsbolag och pensionsfonder,

förefaller det också med en direkt politisk prövning av

mycket rimligt en eventuell återföring. Utredningsförslaget innehåller heller inget förslag till höjning av det nuvarande skatteuttaget, utan endast förslag

till byte av modell som först i en högst osäker framtid kan generera ökade skatteintäkter. Detta innebär att en regional återföring måste ske

inom nuvarande beskattningsutrymme på ca 1 miljard kronor.

I en viss omfattning förekommer redan en överföring av vattenkraftsvinster genom en lägre elprisnivâ i de nordligare delarna av landet. Efter 1 mars 1990 gäller skattesatsen 5 öre/kWh för förbrukning i industriell verksamhet. För övriga förbrukare är skatten 7,2 öre/kWh utom för förbrukning i samtliga kommuner i Norrbotten, Västerbotten och Jämtlands län samt vissa kommuner i Västernorrlands, Gävleborgs,

och Värmlands län. I dessa är skattesatsen 2,2 öre/ kWh.

Kopparbergs

En del av vattenkraftens vinster har också kommit Norrland tillgodo genom det stöd till sysselsättningen som den, under de senaste

decennierna, olönsamma vattenkraftutbyggnaden utort.

Som framgått är det, enligt min uppfattning, svårt att i dagsläget finna motiv för en ytterligare höjning av skatteuttaget från vattenkraftpro-

duktionen. Samtidigt leder den modell som föreslås till ökade skatteinkomster först när lönsamheten stiger i kraftindustrin, vilket kan ta lång tid om inte kärnkraften awecklas. Om nuvarande anses

skatteuttag

otillräckligt som regionalt stöd, och vattenkraften i stor skala ska utnyttjas som regionalpolitiskt medel återstår, såvitt jag förstår, ingenting annat än att direkt överföra vattenkrafttillgångar från

Vattenfall till regionala utvecklingsfonder.

Den slutsats som kan dras är att hindren för en återföring av vatten-

kraftsvinster eller en överföring av vattenkrafttillgångar till regionerna

inte är av teknisk natur. Utredningens förslag låter sig mycket väl förenas med en sådan återföring även om denna av juridiska skäl inte kan ske direkt utan via statskassan. Det frågan gäller är därför om det

finns en politisk vilja till sådana överföringar.

Taxeringen av kraftstationer

Eftersom en fastighetsbeskattning har vissa attraktiva egenskaper bör

det klarläggas vilka krav som måste uppfyllas vad gäller taxeringsvär-

dena för vattenkraftstationer om variationer i dessa ska spegla variationer i lägesräntor. För detta fordras att:

Sammanfattning

a) taxeringen måste basera sig på en aktuell marknadsvärdering b) taxeringsvärdena måste vara uppdelade i mark- respektive bygg-

nadsvärde c) eventuellt markvärde måste vidare kunna anses fall-

återspegla räntan i respektive anläggning.

En förutsättning för den föreslagna modellen är att kvaliteten

på

taxeringsunderlaget bedöms som tillfredsställande. Vattenkraftstatio-

nerna, liksom alla elproduktionsanläggningar, taxeras var sjätte år på

basis av bedömt marknadsvärde. Detta uppdelas på byggnadsvärde respektive markvärde. För vattenkraftstationer gäller, till skillnad från

för värmekraftstationer, att merparten av taxeringsvärdena totalt sett

klassificeras som markvärden. I dessa ligger värdet av

anläggningarnas

fallrätter eller fallvärden. Då dessa (naturgivna) produktionsbetingelser varierar kraftigt från station till station varierar även markvärdena

(dvs värdet av fallrätten) kraftigt, beroende på bl a fallhöjd, vattenföring och

anläggningens drift- och underhållskostnader. Vissa anläggningar har även bedömts ha så låg lönsamhet att markvärdet satts till noll. I

några

fall utgör å andra sidan markvärdet ca 75 % av

anläggningens taxeringsvärden. Taxeringsunderlaget har utarbetats av riksskatteverket

i samråd med KRAFFSAM. Om nu ska som

taxeringsvårdena utnyttjas beskattningsunderlag är det rimligt att någon form av av prövningsrätt taxeringsvärdena införs.

En skatt markvärden min bäst av

på uppfyller enligt uppfattning

tänkbara modeller krav på: - mot

följsamhet elpriserna (via omtaxering var 6:e år)

- mot

följsamhet anläggningarnas avkastningsförmåga

- driftskostnaderna

ingen påverkan på

- ökad konsumentkollektivet

ingen övervältring på jämfört med

andra modeller.

En omläggning av nuvarande system med samma intäktsnivå innebär en viss omfördelning av skattebördan mellan företagen. Bl a beräknas Vattenfall få svara för en större del av skatten än idag. Eventuellt stigande elpriser i framtiden skulle ge upphov till högre markvärden och i sin tur ökade skatteintäkter - vid sjunkande elpriser skulle det omvända gälla.

Elmarknaden står i dag inför förändringar, bl a bildandet av ett nytt bolag som skall överta Vattenfalls anläggningar, som aviserats av

regeringen. Det är enligt utredningens mening viktigt att en be-

skattningsmodell för vattenkraften framöver ges en effektiv och

långsiktig utformning.

Vidare gäller att en beskattning som är baserad på distinktionen mellan gammal och ny eller existerande och tillkommande kraftanläggningar visserligen är entydig när den införs, men dessa distinktioner blir allt

22 Sammanfattning

svårare att upprätthålla på sikt. Allt eftersom tiden går och anläggningar förnyas och genomgår större eller mindre ombyggnader utsuddas årgångsbegreppet. En beskattning som försöker upprätthålla distinktionen mellan gammalt och nytt kommer dels att leda till incitament för kraftföretagen att bygga om anläggningar för tidigt och i alltför stor omfattning, dels till förväntningar om att även nya årgångar vid någon framtida tidpunkt kommer att inkluderas i skatteunderlaget. De långsiktiga effektivitetsförlusterna kan därför bli betydande. Om kraftproduktionen ska beskattas, bör beskattningen därför vara generell och ej begränsad till vissa årgångar av anläggningskapitalet. En beskattning av äldre årgångar skulle också innebära en direkt signal till företagen att agera mera kortsiktigt och reducera de antaganden om anläggningarnas livslängd som idag ligger till grund för projektbedömningarna. Detta skulle innebära ett ökat tryck uppåt på elprisnivån.

Det totala markvärdet i vattenkraftproduktionen uppgår till ca 50 miljarder kronor. Vid en långsiktig real avkastning på 3-4 % uppgår den årliga avkastningen till 1,5 - 2 miljarder kronor. Vattenkraftsskatten uppgår idag till ca 1 miljard kronor. Det innebär att en högst betydande del av lägesräntorna inom vattenkraften kommer att bli föremål för beskattning. Fördelningskonsekvensema är dock måttliga eftersom förslaget främst gäller en omläggning av beskattningen, samtidigt som marknaden torde vara inställd på förväntningar om högre beskattning vid högre elprisnivå.

Vid en sammanfattande bedömning framstår, om kraftproduktionen ska särbeskattas även fortsättningsvis, en fastighetsskatt baserad på markvärdena som det mest attraktiva alternativet. En fastighetsskatt där taxeringsvärdena återspeglar vattenkraftstationernas avkastningsförmåga är det som ligger närmast en beskattning av lägesräntorna samtidigt som effektivitetsförlusterna vid denna typ av beskattning åtminstone inte är större än för alternativen. Det finns heller ingenting i en sådan modell som förhindrar en återföring av beskattade medel till de regioner där vattenkraften produceras. Fastighetsskatten uppfyller också kravet på att beskattningen av kraftföretagens vinster gradvis anpassas till förändringarna i elpriserna.

Utredningen föreslår i enlighet härmed att den nuvarande kWh-skatten ersätts av en fastighetsskatt baserad på markvärdena enligt nu gällande principer för taxering.

Summary

Directives

In December of 1989 the Government decided to commission a report on taxation of power company profits. The reason for this was

mainly that electricity prices were expected to rise the considerably during

1990s as a result of the restructuring of the energy system and that the latter, which included a gradual shutting down of nuclear power

plants

and a switch to renewable energy sources, would enable

existing power producers to raise their profits. These profits might be to subject

taxation for the following reasons:

1. The economic disturbance created by a tax on power

produc-

tion in older plants should - from a fiscal of view - be

point

limited, provided the tax does not result in a that differs

price

from the marginal cost of production in new power The

plants.

effects of such a tax may even be to the extent that it

positive

forces older power plants to look for ways to increase

efficiency.

The taxation of power production in this type of plants may also prevent the use of discounts and internal below

pricing marginal

cost.

2. The restructuring of the energy will, from the

supply system

point of view of income distribution, result in

considerably

increased costs. Electricity consuming households and industries will be forced to accept higher electricity sub-

prices which,

sequently, will affect their levels of consumption and profit. The fact that certain power producers

may earn large profits purely

as a result of the restructuring of the energy system may be considered to be unreasonable. In this context it would seem

appropriate to look for ways of redistributing these profits

equitably.

In accordance with the the main

directives, premise for this report has

been .. that the restructuring of the energy incur supply system should the least possible social costs, while

retaining functioning energy

markets.

77:e Future of the Market

Electricity

Although the does

restructuring of the Swedish energy supply system constitute the main premise for this report, the element of

uncertainty

associated with the speed and the actual of is

process restructuring

considerable. Within the timeframe of the investigation, the outcome

24 Summary

considerable. Within the tirneframe of the investigation, the outcome of the is now more uncertain than at the time the

restructuring

directives were written. The likelihood of yet another restructuring has increased, - a restructuring that would involve a change from extensive political and producer oriented control to more market and consumer oriented control of the energy markets. I have therefore, both in my analysis as well as in my proposals, included the possibility of a

restructuring towards more market oriented and competitive electricity

markets.

An assessment of the future of the Swedish electricity market should

include two important questions:

*

The future of nuclear power production in Sweden

* in the Nordic countries

The deregulation of electricity markets and in Europe.

The shutting down of a couple of nuclear reactors will result in a considerable reduction of the production capacity of the Swedish

electricity system with a subsequent upward pressure on electricity prices to maintain equilibrium in the electricity market. Since profitable

investment in new production capacity will require a considerable increase in the price of electricity, no increased supply will provide downward pressure on the of until it has increased by

price electricity

at least If the shutting down of nuclear power is passed

fifty percent. on to future generations, the development of the price of Swedish elec-

tricity will, to a large extent, be dependent on future changes in the

competitive conditions in the electricity market. Such changes may very well come as a result of the debate on deregulation which has now reached Sweden and which, in Norway, has resulted in a new electricity

bill and plans for a further restructuring of the Norwegian electricity

market. Increased competition in the domestic electricity market alone is, in my opinion, likely to result in an additional downward pressure

on the price, corresponding to 10-20 percent. A deregulated, competiti-

ve Nordic electricity market should add to the downward pressure on

the electricity price. Increased competition among Nordic electricity would, for instance, enable electricity intensive Swedish producers manufacturing companies to sign purchase agreements directly with

electricity producers in other Nordic countries; this, in turn, would increase the competitive ability of the electricity intensive part of Swedish industry as well as contribute to an improved allocation of electricity within the Nordic economies.

A thorough understanding of the functioning of the Swedish electricity

market and the assessments about its future is therefore prerequisite to an evaluation of the main reason for this investigation, i e the

expectation of a higher electricity price.

As for the possible alternatives with regard to the future development of the Swedish electricity market, I have come to the conclusion that the system that eventually is proposed for the taxation of power company profits must meet extensive requirements for market conformance. It should not be designed in such a way that it prevents, or acts counter to the development towards a deregulated market; nor

should it be designed on the basis of expectations of rapidly rising electricity prices in the near future, but should be totally adaptable to whatever paths the development of electricity prices may take.

Profitability in the Power Industry

Laymen often view hydro power as an extremely cheap and profitable input in the production of electricty, and as such a feasible target for taxation. Nuclear power, on the other hand, is viewed as being expensive and unprofitable. This is understandable in view of the extremely low operating costs of hydro power, i e 2-4 öre per kWh in 1990, in combination with a money illusion which always makes historical costs appear to be lower than present costs. With a market price of electricity around 21) öre per kWh, hydro power certainly appears to be profitable, particularly when you consider the fact that most of the capacity was created more than thirty years ago.

Closer scrutiny reveals that the profitability of hydro power has been and is considerably lower than what it appears to be. In a

long—run,

historical perspective nuclear power actually turns out to be the

cheapest technology for electricty production in Sweden.

The more capital intensive a production process is, the more profitable it appears to be, when we disregard the cost of capital. The cost profile of hydro power tends to hide these real costs. During my work with this report I have often observed a tendency to disregard the high investment cost of hydro power which, in turn, has made the cost of hydro power appear to be lower than it actually is, and the profitability of hydro power to appear to be higher than it actually is. Hydro power

can only be seen as being cheap, if we disregard past generations

sacrifices in terms of labor and capital and view it as a gift. In that case, however, even housing becomes cheap.

The hydro power that has been available for exploitation during recent decades has, in fact, been very expensive to exploit. Because of the downward pressure on the electricity market during the 19805, with falling real prices, ex post calculations are bound to reveal a

large number of projects showing negative present values, unless electricity

prices are increased the 1990s. This also applies to

considerably during

the renovation of certain older plants which, despite their size, have

been very costly and, in all probability, very unprofitable, - and for

which the only alternative to renovation has been a complete shutdown.

Older Hydro Power

Intuitively, it is reasonable to assume that older hydro power is more

profitable than more recently exploited hydro power. This is, in fact,

the idea behind the existing hydro power tax and its differentiation with respect to the age of the power plant.

Generally, nothing seems to indicate that older plants should be more profitable than plants of a more recent vintage. On average, older hydro power has been more costly to exploit; however, the correlation between profitability and plant vintage should be quite low, since the

price of electricity has been relatively high.

However, it is quite natural that a plants current accounting surpluses increase as the plant grows older; this is merely a result of the fact that the rate at which a plant is written off in economic terms often is higher than the rate at which it physically depreciates, - a fact which is not unlikely to add to the illusion of older hydro power being more

profitable. This accounting timeframe pertaining to a plants capital

costs should never be confused with the profitability of the plant. The

same timeframe applies to unprofitable plants as well.

Reasons for Power Taxation

Hydro

The search for tax revenues with small efficiency losses is often directed towards natural resources, such as land and water as well as minerals and fossil fuels. All scarce resources will, to some extent, yield scarcity rent. The taxation of scarcity rent is one of the classic themes in Economics.

The social cost of a tax on land, or water has always been considered to be quite low, since these resources are limited with priceinelastic supply. This view has, to some extent, been modified in modern tax theory because of the dynamic effects, i e the effects on capital formation.

What, then, would be the justification for a specific tax on hydro

power?

First of all, a specific tax should be based on the existence of some type of taxable surplus which should not belong to the producers (the

equity aspect), as well as on the possibility of taxing this surplus at a low social cost (the efficiency aspect).

The classic justification for imposing a specific tax is that certain types of investment, for some reason, are subject to physical restrictions

Summary

which, at the capacity limit, lead to a profitability that exceeds the returns in part of a branch, or in other branches. In other words, a situation in which further investment in this particular would

technique be profitable, if possible.

Basically, there are two types of physical restrictions imposed on the production of power: One is created by political decisions limiting the expansion of certain power production, such as that undertaken in

nuclear plants, or in larger hydro power plants. In a longer perspective,

this type of restriction will drive electricity prices up, thus

increasing profits, political rent, from existing hydro power production (as well as

from other types of power

production).

The other type of restriction is created the natural,

by physical

conditions for a specific activity, as the natural

represented by height

of falls in hydro power production. In this case we

might say that the restriction generates a fall rent or a rent.

hydro

The existence of the latter does, in my constitute the

opinion, only

proper justification for imposing a tax on certain

types of power

production, specifically hydro power, but also municipal cogeneration power and, in a longer perspective, wind power. Although political re-

strictions do affect the extent to which

scarcity rent may be generated,

they are less easily used as a justification for

imposing a tax on power production. In fact, be that it is to avoid

one argument might important

additional negative investment incentives in branches

that are prone to political intervention. A specific tax on the

surpluses generated by

nuclear power plants, or other thermal condense would

plants,

therefore not be proper in my The current restriction on

opinion.

investment in new nuclear some kind

capacity may certainly generate

of political rent. However, in addition

to the fact that such a rent, to some extent, should be expected at the time of the investment, it may also turn out to be of a purely temporary nature.

The report is therefore based on the premise that the existence of hydro rent justifies a specific tax. in the of are

Changes price electricity

immediately discounted in the property values of

hydro power. Obviously, the existence of scarcity rent may justify the taxation of all types of property, such as farm and forest property, rental housing etc.,

where changes in endproduct prices more or less are immediately

discounted in the property values.

However, the existence of scarcity rent

as a type of income does not necessarily imply that it is easy to identify, or tax. This type of rent tends to be converted into costs. When assets

change owners, hydro

rent is included in their value, thus a cost to the new owners.

becoming

If the taxation of scarcity rent is to be used as an income distributional instrument without random effects, it should be

imposed immediately

28 Summary

after an unexpected endproductprice increase, but before the rent has been converted into costs. The income distributional aspect becomes even weaker in the case of Swedish hydro power, since seventy percent of the latter is owned by the State and ten percent by insurance

companies and pension funds.(Sirnilar arguments apply to cogeneration

production.) Thus, it is mainly for reasons of efficiency that we may

hydro rent and specifically,- of a change

argue in favor of a tax on the in the tax structure. Equity related arguments are difficult to

existing

use in this context.

Tax Incidence

For reasons of efficiency, the tax should be constructed in such a way that it does not affect the consumer through a higher price of

electricity, but applies solely to hydro rent. In 1982, a proposed bill

suggested that the existing producer tax should not affect

(1982/83:50)

consumers through an increased price of electricity. The reason behind

this was, in all probability, provided by the simple textbook suggestion

model for tax incidence in the case of inelastic supply. The only problem is, however, that the basic assumption of all firms maximizing their profits, is not fully met in the Swedish electricity market.

Approximately half of the electricity produced in Sweden is produced

the State Power Board (Vattenfall), the profits of which are regula-

by

ted. The State Power Boards economic goal is to achieve the regulated

level, not to maximize its Under these circumstances it

profit profits.

is not unreasonable to assume that, even in the short run, all tax increases are passed directly on to the consumer.

This might, of course, suggest that it is difficult to find rational grounds

for a specific tax on power production. In principle, I am of the opinion

that equity, or income distributional considerations hardly justify such a tax under the present circumstances. If current profits, for some reason or other, are thought to be too high, I suggest that downward

pressure should be provided by increased competition in the electricity

market, rather than by increased taxes.

The efficiency losses from existing taxes on hydro and nuclear power generation should, however, be fairly limited in spite of the fact that

they, probably, are being passed on directly to the consumers. The fact

that I have omitted an analysis of the effects of abolishing these taxes should be seen as a budget restriction on this report.

The nuclear power tax of 0.2 öre per KWh, yielding tax revenues of approximately 140 million Swedish kronor, is mostly symbolic and should be seen as such. It should be fairly obvious that I consider an increase of this tax (or the imposition of new taxes on all power

production,excl. hydro) highly unfeasible.

The existing tax on older hydro power is differentiated with respect to the start-up dates of the plants, so that a tax of one öre per kWh is paid on power produced in plants that started up before 1978, while the tax on power produced in plants that started up before 1973 is 2 öre per kWh. The total revenues generated by the tax amount to approximately 1000 million kronor.

In view of the present level of taxation, it is easy to find strong arguments in favor of a restructuring of the existing tax system, particularly since continued use of that system may be expected to result in increased efficiency losses in the future. The system is simply not compatible with the need for efficiency in a

competitive electricity

market. That leaves the hydro rent as the theoretically most

appealing

taxation object.

The eventual shutting down of all nuclear power plants will

certainly

strengthen the arguments for a specific tax on power production, but

may also justify taking advantage of the fact that a tax on production

will be passed on to the consumer an increased

through electricity price. Hydro rent will probably increase unexpectedly. It may also, for

efficiency reasons, be necessary to increase the costs of electricity production through a tax increase. This will, with

unchanged profit requirements, provide an incentive for the price leading State Power

Board to raise the price of electricity to the level where

supply equals

demand, thus obviating the need for a costly rationing. A similar effect, in terms of efficiency, may be achieved by increasing the State Power

Boards profit requirements, or the electricity market. by deregulating

The main problem associated with a tax on power is that

production

it should be constructed in such a way that it targets the

profit

variations resulting from hydro rent and varies with varying profitability. The solution to that problem may be found the

amongst following models of taxation:

i) a tax on KWh ii) a tax on KW iii) a property tax

iv) a tax on profits

One of the most important characteristics of the tax model chosen should therefore be that it targets the variations in power

plant profits

with a reasonable amount of precision. Other charateristics include low social costs of efficiency, simplicity, and low cost of collection. The directives also call for the possibility of a return of the from

profits

older hydro power back to the region in which they were as

generated

well as for a gradual adaptation of the tax on power company profits

to changes in electricity prices.

Potential Profitability

The fact that the hydro rent generated in power plants constitutes our taxation object _requires that the taxation system chosen is capable of being differentiated with respect to profitability. It should be noted that profitability, in this context, is not defined as the actual profitability achieved by an existing plant, but the profitability that would have been achieved by a specific plant, if it were the result of a new investment

and if it had started up today. A plant displaying high profitability is a

plant with a high share of hydro rent in the surplus it generates. Hydro rent may, in economic terms, be seen as a type of income, but may have been converted into a cost to the firm. The latter occurs when a plant changes owner, and when the new owner purchased the plant with no expectations of future taxation of hydro rent. Imposing a tax on hydro rent therefore implies that what is being taxed is potential, rather than actual profitability.

Potential and actual profitability may coincide under certain circumstances, i e when the hydro rent has not been converted into a i cost, but is shown as a part of the surplus generated by the plant.

The Disadvantages of the Existing Tax on KWh

A tax on each kWh produced implies that the firms average variable cost increases by the amount of the tax. The tax may affect the market price in the short run, if the type of power being taxed is the marginal power type during certain periods. The tax may also raise the real costs of production before taxes, if it changes the cost ranking (merit order dispatch) of the plants in that sector. In order to avoid efficiency losses, the tax should never be so high that it changes the merit order

dispatch.

However, the power companies‘ operational planning is bound to be affected by a tax on hydro power production, when the value of water is close to, or equal to zero. The companies may then find it more

profitable to import electricity, rather than producing it. Conversely,

the companies may refrain from exporting electricity, when the export price does not cover the tax. This was exactly what happened when the existing tax was introduced. As a result of indications from the government, suggesting that an import duty might be introduced, the

KSN (the organization for power pool operations with Norway) advised

the Ministry of Industry that power companies henceforth would disregard the tax, when importing electricity. A similar statement with

regard to exporting electricity was never made.

The extent to which the hydro power tax can be raised is limited. The Variable cost of producing nuclear power, which - ranked by short-run marginal cost - is next to hydro power,Iies somewhere between 4 and

Summary

5 öre per KWh. If natural gas is going to be used in the production of

electricity, and if the delivery contract is written on a

take-or-pay

basis, the variable cost of natural gas will amount to O öre per kWh. Hydro power may, in this case, be crowded out by

natural gas during

slack periods. We also consider the fact that a

might potential deregulation of the electricity market about the

casts grave doubts viability of the abovementioned declaration the KSN. Nor does the

by

threat of an import duty to be since the introduction

appear credible,

of such a would be to the intent

duty contradictory of our free trade policy.

T0 sum up, the efficiency losses that may be incurred by the continuation, or slight expansion of the kWh-tax should be limited

existing fairly

in the short run, provided the tax on hydro power does not exceed the

variable operating costs of nuclear power production. These losses may, in fact, be limited to a far too low utilization of

hydro power, including

export losses, during slack periods, when the value of water

approaches

zero. However, the short-run efficiency losses may, in a longer perspective, be considerable.

In a longer perspective, the power price level is determined by the

long-run marginal cost of producing the sum of the

new power, i e by variable operating cost and the cost of the latter.

capacity producing

Since the existing tax on older resources

power implies a general

taxation of the contributions from revenue towards the coverage of fixed costs e not the (i hydro rent), the view is that new power should not be taxed. Consequently, one that the tax on older

might argue

power has no effect on the long-run marginal cost of the power system; nor does it have any effect on the long-run market price of

electricity,

provided we disregard all of taxes possible expectations being imposed

on newer in the future. types of hydro power

However, it is reasonable to assume that the tax does affect the power

companies expectations about new, similar taxes in the future. As a result, the power companies will not be willing to invest in new

capacity

before the price has risen to a level above the

of power long-run

marginal cost of producing it. The extent to which the must rise

price

before the power companies are willing to invest deppends, not on

only

the expected level of but also on the of new taxes

taxation, probability

being imposed. If the of a new tax is estimated to be close

probability

to one, the required price increase will to the

approximately equal

expected tax. The lower the probability of a new tax, the lower the

required price increase.

A tax on older hydro power resources results in in

higher power prices

the long run, if we include of future new taxes.

expectations The

former will, on to the consumers. In other to some extent, be passed words, the obejective of rent in older will

taxing scarcity hydro power

32 Summary

not be met. As a result companies expectations of future

of the power taxes, investments will be postponed until demand has risen to a level

that will justify a capacity expansion at the higher price.

The tax has also created a problem with regard to the long-run

existing

differentiation of the tax with regard plant vintage. The current

of the tax was introduced at a time when it was fairly

segmentation

Renovation programs were, at easy to determine the age of a plant. that time, modest. Today, these programs have grown

relatively

considerably. The classiñcation of power plants by vintage has become

complicated. The determination of the age of a plant has

exceedingly

almost become a metaphysical exercise.

ATaxonKW

Essentially, the effects of a tax on KW may be said to be same as those of a tax on KWh. However, this type of tax does not result in efficiency losses due to biases in the power companies production planning, or to short-run price effects.

A Property Tax

The market value of a power plant divides into the value of land and

the value of buildings. The annual surplus generated by the plant may

then be defined as a normal profit on the value of buildings (the investment in real capital) as well as a residual representing the profit on the value of land, i e the hydro rent. In other words, the value of land is defined as the present value of the accrued annual hydro rent.

A certain property tax on the value of land (i e not on the total market value) should, in this case, be seen as a tax on the accrued annual

hydro rent. It is, in other words, possible to tax the (non-operationally defined) hydro rent of the plant indirectly by taxing its value of land.

Before we proceed to a discussion of what will be required by power plants to make such a tax both possible and satisfactory, we shall briefly deal with an additional tax on profits as a possible alternative.

A Tax on Profits

Imposing an additional tax on power company profits may also be a

alternative; however, under certain circumstances, such a tax

possible

will be similar to a tax on wealth, e g when, through changes of

rent has been converted into a cost. Variations in

ownership, hydro

values should, in this case, reflect variations in profits property corresponding to the variations in hydro rent. The taxation of hydro would in be to a wealth taxation of

therefore, principle, equivalent

certain assets.

Summary

A tax imposed on the of each therefore a taxation

profits plant implies

of hydro rent. If, on the other hand, the have

plants changed owners,

the original differences in rent will have been converted into

hydro

costs, and the profitability levelled off at the normal level of

profita-

bility in the branch. A tax on profits will, in this

particular case, not

imply that hydro rent is being taxed. Such a tax will be seen as

merely

an unjustified additional in

tax on power production general.

Retuming Hydro Power Profits to their Region of Origin

The possibility of returning a of the to the

portion hydro power profits

regions in which they are generated has been the of a number

subject

of discussions. Although the motives have changed over the years, the main purpose has always been to stimulate

regional growth.

The directives stipulate that the proposals put forward in this report should take into consideration the of from

possibility returning profits

older hydro power to the in which regions they are generated, in order to finance various efforts to stimulate growth.

A more thorough of this reveals a

investigation question relatively

strong legal argument against a direct link between ex-

regional

ploitation of land and water and a return of the from that

profits

exploitation to the regions, since must be associated with

compensation

some kind of effort.

A direct regional, or local taxation is therefore of the power companies not possible. A return to some form of taxation

municipal of power

company property might, of course, be considered, but would hardly be

acceptable in view of the recent investigation

of this type of taxation and its subsequent abolition. As I see the avenue of

it, only remaining

approach is to return such profits to the regions via the government

budget.

A direct, political test of this issue does seem quite reasonable, particularly since seventy percent of the hydro power resources are publicly owned, while ten percent are owned by insurance

companies

and pension funds. The report does not contain a to raise the

proposal

current tax rate, but does suggest that the method of taxation be changed, so that added tax revenues in a most will be generated only uncertain future. This implies that the extent to which can be

profits

returned to the regions is limited the current tax revenues of one

by

billion kronor.

Hydro power profits are already being redistributed to some extent

through the lower electricity prices in the northern

part of the country. A portion of the have also benefited Norrland

hydro power profits

34 Summary

the additional created by the recent unprofitable

through employment expansion of hydro power.

circumstances, I find it difficult to justify a further In the present increase of the rate of taxation of production. At the same

hydro power

a new taxation model which will generate time, the report proposes increased tax revenues only when the profitability of the power industri - which may be a long process, if nuclear power generation

improves,

is not abolished. If current tax revenues provide insufficient regional and if in general is to be used as a regional support, hydro power instrument, I see no other way than to transfer the profits from

policy

from the State Power Board directly to

hydro power production regional development funds.

be concluded that the obstacles to a return of hydro It may therefore or a transfer of these to the regions, are not of a

power profits,

technical nature. Our proposals are quite compatible with this concept, - for reasons — must be returned to the regions

although legal profits indirectly via the government budget.

The Taxation of Power Plants

It is obvious that a property tax has certain attractive charac-

fairly

teristics. However, it is necessary to clearly define the requirements that must be met with to the taxable values of power plants, if

regard

variations in these values are to reflect variations in scarcity rent:

The assessment of taxable value must be based on

a)

current market values; the taxable value must be divided into taxable land and building

b)

values; it must be assumed that the land value correctly reflects the

c) scarcity rent for each plant.

The model is based on the assumption that the quality of the

proposed

tax assessment is satisfactory. The taxable value of hydro power plants and all other power production plants are assessed every six years on the basis of estimated market values. The assessment is divided into a taxable land and a taxable building value. As opposed to thermal power stations, value of hydro power stations the greater part of the taxable is classified as land value. The land value includes the value of the individual water rights. Since natural production conditions vary

plants

from to there is a great deal of variation in

considerably plant plant,

the land values water right values), depending on height of falls,

(i.e.

access to water, and maintenance costs, etc. The

plant operating

of certain plants is estimated to be so low that the land

profitability

value is assessed to be to zero. In certain other cases the land

equal

value represents approximately 75 percent of the total taxable value of

Summary

the plant. The basis for the tax assessment is the

normally produced by

Internal Revenue Service (RSV) in with KRAFTSAM.

cooperation

If these assessed taxable values are to be used as the basis for

taxation,

it is reasonable be the to suggest that the power companies granted right to contest them.

A tax on land value will, better than any other possible

alternative, meet the following requirements:

- with

compatibility electricity prices (taxable land values are

reassessed every six years); - with

compatibility plant profitability;

- no effects on

plant operating costs;

— compared with other models, no increase in the portion of of the tax passed on to the consumer.

A restructuring of the the current existing tax system without changing revenue level does imply a certain redistribution of the tax burden. The State Power Board will, for share of the

instance, have to pay a larger

tax. will result in land values

Eventually rising electricity prices higher

which, in turn, will increase tax revenues.

Conversely, falling electricity

prices will lead to lower land values and tax revenues.

decreasing

Considerable changes may be in the market in the

expected electricity

near future, e g the of the State Power

corporatization Board, as

announced by the government. It is therefore of the utmost

importance

that the future taxation model be both efficient hydro power and durable.

A tax based on the distinction between old and new, or on and

existing

newly constructed power plants, is

undoubtedly quite easy to apply

when it is introduced. In the arise as a

long run, however, problems

result of the difficulties encountered in the distinction

maintaining

between old and new. The definition of becomes

plant vintage

increasingly diffuse as a result of or

plant renovation, reconstruction,

expansion. A tax that attempts to maintain a distinction between old and new will not only provide an incentive to renovate before it

plants

is necessary and to a greater extent than necessary, but also give rise to expectations that new at some in time are

plants point going to taxed. The long-run efficiency

losses from such a system may therefore be considerable. If a tax must be the tax

imposed on power production,

should be general and not limited to certain A tax on

capital vintages.

older vintages provides a direct to to act in a shorter

signal producers

perspective and to reduce the assumed life span of

plants, currently

used in project evaluations. This result in an

would, inevitably, upward pressure on the price of electricity.

Summary

In summary, I have come to the conlusion that a property tax, based on land values, appears as the most appealing alternative. A property tax, with taxable values reflecting the profitability of the power plants, is the closest we can get to a tax on scarcity rent without incurring additional efficiency losses.

Nor will this model prevent the return of tax revenues to the regions in which hydro power is produced. The property tax also meets the demand for a gradual adaptation of the tax on power company profits

to changes in electricity prices.

I therefore propose that the existing tax on KWh be replaced by a property tax based on land values.

Författningsförslag

1 till

Förslag

om i om

Lag ändring lagen (1984:1052) statlig fastig-

hetsskatt

Härigenom föreskrivs att 1, 3 och 4 §§ lagen (1984:1052) om statlig fastighetsskatt skall ha följande lydelse.

Nuvarande lydelse Föreslagen lydelse

1 §1

Till fastighetsskatt skatteplik- Till fastighetsskatt

skattepliktiga fastigheter är sådana som tiga fastigheter är sådana som vid fastighetstaxeringen beteck- vid fastighetstaxeringen betecknas som småhusenhet, hyres- nas som småhusenhet, hyreshusenhet eller lantbruksenhet hussenhet, lantbruksenhet om om på lantbruksenheten finns på lantbruksenheten finns vad vad som vid fastighetstaxe- som vid fastighetstaxeringen ringen betecknas som småhus, betecknas som småhus,

hyreshyreshus, tomtmark för småhus hus, tomtmark för småhus eller eller tomtmark för hyreshus. tomtmark för eller

hyreshus Från skatteplikt undantas elprodgktionsenhet som inte fastighet som året före taxe- utgg rs av värmgkraftverk som ringsåret inte varit skatteplik- inrättats för produktion av tigt enligt fastighetstaxeringsla- elektrisk starkström för Ekesgen (1979:1152). mässig distribution eller annan

anlägging för sådant ändamål.

Från skatteplikt undantas

fastighet som året före taxe-

ringsåret inte varit skattepliktig

enligt fastighetstaxeringslagen

(1979:1152).

Utöver vad som sägs i första stycket är sådan som avses

privatbostad, i 5 § kommunalskattelagen (1928:370) och som är belägen i utlandet, skattepliktig till fastighetsskatt.

Senaste lydelse 1990:652.

Nuvarande lydelse Föreslagen lydelse

3 §2

Fastighetsskatten utgör för varje beskattningsår

a) 1,5 procent av:

taxeringsvärdet avseende småhusenhet,

bostadsbyggnadsvärdet och tomtmarksvärdet avseende småhus

på lantbruksenhet,

75 procent av marknadsvärdet avseende privatbostad i utlandet,

b) 2,5 procent av: b) 2,5 procent av:

taxeringsvärdet avseende taxeringsvärdet avseende

hyreshusenhet, hyreshusenhet,

g) procent av:

markvärdet avseende

elproduktionsenhet

Innehåller byggnaden på en fastighet, som är belägen i Sverige,

huvudsakligen bostäder och har byggnaden beräknat värdeår som utgör

året före det fastighetstaxeringsår som föregått inkomsttaxeringsåret,

utgår dock ingen fastighetsskatt under de fem första åren och halv

fastighetsskatt under de därpå följande fem åren. Det samma gäller

färdigställd eller ombyggd sådan byggnad, för vilken värdeår inte har åsatts vid ny fastighetstaxering, men som skulle ha åsatts ett värdeår motsvarande året före det fastighetstaxeringsår som föregått in-

komsttaxeringsåret, om ny fastighetstaxering då hade företagits. För fastighet, som avses i 5 § kommunalskattelagen (1928:370), skall fastighetens andel av taxeringsvärdet på sådan samfällighet som avses

i 41 a § nämnda lag inräknas i underlaget för fastighetsskatten om

samfälligheten utgör en särskild taxeringsenhet.

Har byggnad, som är avsedd för användning under hela året, på grund av eldsvåda eller därmed jämförlig händelse inte kunnat utnyttjas under viss tid eller har i sådan byggnad för uthyrning avsedd

lägenhet

inte kunnat uthyras, får fastighetsskatten nedsättas med till den

hänsyn

omfattning, vari byggnaden inte kunnat användas eller uthyras. Har så varit fallet under endast kortare tid av beskattningsåret, skall någon nedsättning dock inte ske.

Om fastighetsskatt skall beräknas enligt olika grunder för skilda delar

av fastigheten skall underlaget för beräkningen av fastighetsskatten för

dessa delar utgöras av den del av värdet som belöper på respektive

fastighetsdel.

Senaste lydelse 1990:1383.

Nuvarande lydelse Föreslagen lydelse

4 §3

Bestämmelserna i denna lag Bestämmelserna i denna lag om fastighet som är småhu- om fastighet som är småhu-

senhet, hyreshusenhet eller senhet, hyreshusenhet, lant-

lantbruksenhet gäller också bruksenhet eller çlprguktionsbeträffande del av fastighet, _cn_h§_t gäller också beträffande flera fastigheter eller delar av del av fastighet, flera fastigfastigheter som utgör sådan heter eller delar av fastigheter enhet. som utgör sådan enhet.

Denna lag träder i kraft den och tillämpas första gången vid års taxering. Ingår elproduktionsenhet i förvärvskälla för vilken beskattningsåret har börjat före ikraftträdandet skall skatten vid års taxering påföras med så stor del som svarar mot förhållandet mellan den del av beskattningsåret som infaller efter ikraftträdandet och hela beskatt-

ningsåret.

Senaste lydelse 1984:1078.

40 Författningsförslag

2 till

Förslag

om av om skatt viss

Lag upphävande lagen (1982:1201) på

elektrisk kraft

Härigenom föreskrivs att lagen (1982:1201) om skatt på viss elektrisk kraft skall upphöra att gälla vid utgången av år Den

upphävda lagen tillämpas dock alltjämt i fråga om skatt som avser tid före ikraftträdandet.

1. Inledning

1.1 Direktiven

I beslut vid regeringssammanträde 1989-12-21 chefen föreslog för finansdepartementet Kjell-Olov Feldt att en särskild utredare tillkallas för att utreda frågan om vinster kraftföretagens (dir 1989:63).

Bakgrund

I prop 1987/88:90 om energipolitiken inför 1990-talet har regeringen redovisat sin syn på den framtida Huvudenergipolitiken. uppgiften är att skapa goda förutsättningar för den omställning av energiförsörjningssystemet som skall under de genomföras närmaste decennierna. är en del Kärnkraftsawecklingen viktig i denna omställningsprocess. skall kunna Awecklingen genomföras utan att landets elförsörjning äventyras och utan att samhällsekonomiska, sociala eller miljöpolitiska mål riskeras.

Prisbildningen på elområdet styrs av marginalkostnaden för ny kraft. Denna prisbildningsmodell ett korrekt sätt den speglar på samhällsekonomiska kostnaden för elproduktion och den bör därför vara vägledande även i En av att

fortsättningen. följd

prisbildningen bestäms av marginalkostnaden är att ett bortfall av elproduktion som måste ersättas kraft kan av ny och dyrare leda till höjda elpriser.

Under omställningsprocessen kommer ny produktionskapacitet att behöva tas i drift. som kan bli nöd-

Ersättningsinvesteringar

vändiga kommer i betydande utsträckning att ske i relativt dyra kraftslag. I en sådan situation - där nya anläggningar har högre - el och därmed produktionskostnader stiger priserna på också värdet av äldre kraft med lägre produktionskostnader, t ex vattenkraft. Detta kommer att medföra vinster i delar av höga den existerande kraftproduktionen. Behovet av produktionsutbyggnad kan dock begränsas med hjälp av kraftfull effektivisering och elhushållning. Incitarnentet för sådana ökar i åtgärder takt med att priset på el stiger.

Aven av andra skäl kan och vinster inom kraftindustrin elpriser komma att Ett har fast-

justeras uppåt. nytt förräntningskrav

ställts för statens vattenfallsverk (prop. 1987/88:87, NU 41, rskr 376). Förräntningskravet har i stort anpassats till annan industri

med motsvarande risk i sin affärsverksamhet. Det nya för-

räntningskravet skall i första hand mötas med rationaliseringar

inom verket. Det kan emellertid också förväntas leda till en viss

av elpriserna. I och med att statens vattenfallsverk är

höjning

prisledande inom elområdet kan resultatet bli en högre lönsamhetsnivå inom kraftindustrin i stort.

Omställningen av energiförsörjningssystemet kommer att

medföra stora kostnader för folkhushållet. Elkonsumerande hushåll och kommer att få acceptera högre elpriser med

företag

därav effekter för köpkraft och vinstnivåer. Det kan i

följande

en sådan situation uppfattas som oskäligt om vissa kraftproducenter - till av -

just följd energisystemets omställning gör

stora vinster. Därför aktualiseras frågan hur dessa vinster skall kunna komma hela samhället till del.

Generellt gäller att uttag av skatter är förenat med samhällsekonomiska kostnader. Detta gäller också skatter som träffar produktionen av kraft. En beskattning av kraftproduktion i äldre anläggningar bör emellertid ge begränsade samhällsekonomiska störningar under förutsättning att skatten utformas så att den inte leder till en prisnivå som awiker från marginalkostnaderna i nyproduktionen. Skatten kan ge positiva effekter i form av en

ökad effektivitetspress på företag med äldre kraftanläggningar. Beskattning av elproduktion i sådana anläggningar kan också motverka rabatter och internprissättning under marginalkost-

nadsnivån.

Näringsutskottet har vid behandlingen av regeringens energipolitiska proposition våren 1988 uppmärksammat frågan om

beskattning av sådan vinst som kan komma att uppstå i bl a äldre Vattenkraftverk vid stigande elpriser. Utskottet anförde bl

a följande (NU 1987/88:40 s 59).

Ett särskilt problem, som därvid måste beaktas är att vissa äldre vattenkraftverks värdestegring delvis redan har tagits ut i samband med ägarskiften under de senaste åren.

Frågan om kraftföretagens vinster bör nu tas upp till närmare prövning. En särskild utredare bör tillkallas för ändamålet.

Uppdraget

En utgångspunkt för utredningsarbetet bör vara att omställningen av energisystemet skall genomföras med så små sam-

hällsekonomiska kostnader som möjligt och med bevarade väl

fungerande energimarknader.

Under 1990-talet kommer priset på elkraft troligen att stiga. Prishöjningen kommer att bli mer markerad när några kärnkraftverk tas ur drift. Avkastningen i existerande kraftproduktion kommer därvid att öka. Utredaren bör belysa dagens ekonomiska villkor vad avser räntabilitet, Soliditet m m för kraftföretag med olika typer av produktionsanläggningar som vattenkraft, kärnkraft, bränslebaserad kondenskraft m m och hur dessa villkor kommer att förändras framöver. Frågan om

internpris-

sättning inom koncerner eller gemensamt ägda företag bör

analyseras.

Utredaren bör vidare undersöka i vilken utsträckning de vinster som genereras är erforderliga för att klara framtida investeringsbehov inklusive kostnader för effektivisering av elanvändningen.

Mot bakgrund av det material som kommer fram bör utredaren bedöma storleken av de vinster som kan uppkomma i kraftindustrin som helhet eller inom vissa typer av kraftföretag. Om utredaren finner att dessa vinster blir betydande bör denne redovisa lämpliga åtgärder för att vinsterna i ökad

utsträckning

skall kunna komma hela samhället till del.

1987 års regionalpolitiska kommitté har i sitt betänkande

Funge-

rande regioner i samverkan (SOU 1989:55) föreslagit att vattenkraftsregionerna under en tioårsperiod skall få del av vattenkraftens övervinster. De förslag kommittén redovisar bör emellertid bearbetas ytterligare innan det är möjligt att ta till

ställning

dem.

Utredaren bör utforma sina förslag med hänsyn till att

tagen vinster från äldre vattenkraft skall kunna återföras till de regioner där de genereras. Syftet med en sådan återföring skulle vara att finansiera olika samhällsinsatser, som kan bidra till den

regionala utvecklingen i vattenkraftsregionerna.

Praktiska och principiella aspekter på olika åtgärder på skatte-

området bör belysas. Utredaren bör i det sammanhanget ta del

av de bedömningar som av energiskattekommittén i

orts

betänkandet Skatt på energi (SOU 1982:16-17) och redovisa erfarenheterna av den skatt på äldre vattenkraftstationer som infördes år 1982 (prop 1982/83:50 bil 2, SkU 15, rskr 106, SFS 1982:1201). Utredaren bör i sitt arbete följa arbetet med att reformera företagsbeskattningen och den indirekta beskattningen. Förslag på skatteområdet bör utformas så att de är förenliga med detta reformarbete.

Beskattningen av nuvarande kraftproduktion är utformad så att den inte skall försvåra en samhällsekonomiskt

riktig prissättning.

Inledning

I praktiken torde detta innebära att utrymmet för skattehöj-

är begränsat i dagsläget men att det kan bli betydande ningar

när nya anläggningar tas i drift för att ersätta kärnkraften. Det är önskvärt att beskattningen av kraftföretagens vinster kan

gradvis anpassas till ökningen av elpriserna.

Regeringen har den 15 december 1988 uppdragit åt statens prisoch konkurrensverk att med särskild uppmärksamhet följa prisoch konkurrensförhållandena på elenergiomrädet. Utredaren bör ta del av det material som kommer fram genom pris- och konkurrensverkets försorg.

Utredaren bör beakta vad som sägs i direktiven till samtliga kommittéer och särskilda utredare angående utredningsför-

slagens inriktning (dir 1984:5) samt beaktande av EG-aspekter

(dir 1988:43).

Utredaren bör redovisa resultatet av sitt arbete före utgången av år 1990.

Hemställan

Med hänvisning till vad jag nu har anfört hemställer jag att

regeringen bemyndigar chefen för finansdepartementet

att tillkalla en särskild utredare - omfattad av kommittéför-

ordningen (1976:119) - med uppdrag att utreda frågan

om kraftföretagens vinster,

att besluta om sakkunniga, experter, sekreterare och annat

biträde åt utredaren.

Vidare hemställer jag

att regeringen beslutar att kostnaderna skall belasta sjunde

huvudtitelns anslag Utredningar m m.

Beslut

Regeringen ansluter sig till föredragandens överväganden och

bifaller hans hemställan.

(Finansdepartementet)

1.2 Allmänna arbete

utgångspunkter för utredningens

Enligt direktiven ska en utgångspunkt för utredningsarbetet vara att omställningen av energisystemet skall genomföras med så små

samhällsekonomiska kostnader som möjligt och med bevarande av väl

fungerande energimarknader. Denna utgångspunkt har utort ledstjärnan i utredningens arbete.

Av direktiven framgår vidare att bakgrunden till är en

utredningen

framtida, men i tiden osäker, omställning av energisystemet med avveckling av existerande kärnkraft och förbud mot nya investeringar

i kärnkraftsbaserad elproduktion. Redan i utgångsläget hårda miljökrav

och framtida skärpningar av dessa kommer också att innebära

betydan-

de restriktioner för teknologival och lokalisering av ny

elproduktion. Det gap som idag existerar mellan elproduktionskostnaderna (inklusive

de historiska kapitalkostnaderna) i det existerande och

systemet kostnaderna för elproduktion i nya anläggningar kan förväntas öka ytterligare. På en väl fungerande elrnarknad kommer det att krävas en

betydande höjning av elpriserna innan investeringar av omnågon

fattning i nya kraftverk blir lönsamma.

Mot denna bakgrund kan vi förvänta oss relativt

betydande höjningar

av elpriserna i framtiden, och det är att

utredningens uppgift belysa konsekvenserna för kraftföretagens investeringsbehov och lönsamhetsutveckling samt beskattningen av kraftföretagen. Ur direktiven framgår vidare följande uppgifter för utredningen:

1. Belysa dagens ekonomiska villkor för kraftföretag med olika

typer av produktionsanläggningar, och hur dessa villkor kommer att förändras framöver.

2. Analysera frågan om internprissättning inom koncerner eller

gemensamt ägda företag.

3. Undersöka i vilken utsträckning de vinster inom

som genereras kraftindustrin är erforderliga för att klara framtida investeringsbehov inklusive kostnader för effektivisering av elanvänd-

ningen.

4. Bedöma storleken av de vinster som kan i kraftindu-

uppkomma

strin som helhet eller inom vissa typer av kraftföretag. 5. Under förutsättning att dessa vinster blir redovisa

betydande

lämpliga åtgärder för att vinsterna i ökad utsträckning ska kunna komma hela samhället till del.

6. Utforma förslagen med till att vinster från äldre

hänsyn tagen

vattenkraft ska kunna återföras till de regioner där de genereras

för att där finansiera olika samhällsinsatser som kan bidra till

den regionala utvecklingen i vattenkraftsregionerna. 7. Belysa praktiska och principiella olika aspekter på åtgärder på

skatteområdet.

8. Redovisas erfarenheterna av den skatt på äldre vattenkraftstatio-

ner som infördes år 1982. 9. Utforma beskattningsförslaget så att det gradvis anpassas till

Ökningen i elpriserna.

I direktiven anges vidare att utredaren bör ta del av det material som kommer fram genom SPKs analyser av pris- och konkurrensförhållan-

den på elenergiområdet; vidare bör utredningsarbetet bedrivas med beaktande av EG-aspekter.

1.3 Betänkandets

disposition

Betänkandet är disponerat på följande sätt. Efter detta inledande

kapitel följer två i huvudsak deskriptiva kapitel. I kapitel 2 redovisas dels exempel på beskattning i energiproduktionsledet i andra länder, dels frågor kring den särskilda vattenkraftsbeskattningen i Sverige.

Inledningsvis beskrivs den brittiska modellen för beskattning av olje-

och gasutvinning i Nordsjön. Därefter belyses vattenkraftsbeskattningen

i Norge och Kanada. I den andra delen av kapitlet refereras tidigare utredningar och erfarenheter rörande den svenska vattenkraftsbe-

skattningen.

Kapitel 3 innehåller en översikt av elanvändningens och elproduktio-

nens struktur, kraftföretagens ekonomiska situation och vattenkrafttill-

gångarna med avseende på normalårsproduktion, lagstiftning, ägande-

förhållanden m m.

Efter dessa deskriptiva kapitel inleds själva analysen i kapitel 4 med en

diskussion av den svenska elmarknadens struktur och framtida utveckling följt av ett avsnitt om vattenkraftens karaktär som resurs för

elproduktion. Därefter diskuteras motiv för beskattning av kraftpro-

duktionen och definitioner av olika typer av överskott eller räntor. Denna genomgång görs både i generella termer och specifikt med inriktning på vattenkraften.

Frågan om regional återföring av vattenkraftsvinster behandlas i

kapitel 5.

Kapitel 6 består av en översikt och analys av olika aktuella skattemodeller i relation till de krav som ställs på beskattningen. Avslutningsvis

framläggs utredningens förslag.

2. Beskattningsformer i andra länder och

dagens vattenkraftsskatt

Syftet med detta kapitel är att, som en bakgrund till denna

utredning,

ge exempel på beskattningsmodeller från andra länder samt redovisa tidigare utredningar och erfarenheter rörande den svenska vattenkraftsskatten.

2.1 av naturresurser i andra länder -

Beskattning några exempel

Närmast redovisas hur vinstbeskattningen i är

energiproduktionsledet

utformad i några andra länder. Först följer ett

exempel på beskattning

av vinster från oljeindustrin, närmare bestämt från Storbritannien. Därefter följer ett avsnitt där skatten vattenkraft i och

på Norge

Kanada diskuteras.

2.1.1 Skatt på olja och gas i Storbritannien

I flera olje- och gasproducerande länder finns be-

någon typ av särskild

skattning knuten till själva utvinningen. Sådan beskattning förekommer

i Argentina, Danmark, Kanada, och Storbritannien. I

Mexico, Norge

Storbritannien infördes särskilda skatter och vid och

avgifter oljegasutvinning 1968. Före 1974 avkrävdes företagen förutom bolagsskatt

även royalties. Efter 1974 infördes en skatt kallad Petroleum Revenue Tax (PRT). Denna kompletterades under två år fram till 1983 med Supplementary Petroleum Duty, som då awecklades och inordnades i en utvidgad PRT. För brittiska staten innebar detta att skatteinkomsterna från oljeutvinningen steg kraftigt fram till

oljeprisfallet 1985/86. Som ett normgivande exempel på en har

övervinstbeskattning

1 dessa skatteregler därför sitt särskilda intresse .

skattesystemet (inkl skattesatser) har förändrats vid ett flertal tillfällen,

vilket bl a inneburit att producenternas skattevillkor förändrats.

stegvis

Det nuvarande skattesystemet består av tre typer av

avgifter/skatter:

-

Royalty: 12,5 % av försäljningsintäkterna (i vissa fall med avdrag

för är från vissa nord-

ilandtagningskostnader). Undantaget olja

liga fält och fält utanför Southern Basin, som fått exploate-

ringstillstând efter april 1982.

För en utförligare översikt, se t ex Bank of Scotland: United Kingdom Taxation Oil and Gas; Sixth edition August 1989.

- Petroleum Revenue 75 % av vinsten. Vid vinstbe-

Tax (PRT):

räkning utgör varje fält en resultatenhet (ring fence). Från

intäkterna får dras av alla kostnader för exploatering, utvinning,

ilandtagning samt erlagda royaltyavgifter. Dessa kostnader måste granskas och godkännas av skattemyndigheterna. Vissa andra

kostnader är inte avdragsgilla. Denna skatt utgör således en typ

av övervinstbeskattning.

- 35 % av vinsten. Denna beräknas intäkter minus

Bolagsskatt: på royalty, PRT och övriga kostnader enligt normala bolagsregler. Aven här tillämpas en typ av separat redovisning (ring fence).

Endast underskott som härrör från oljeproduktion i Storbritan-

nien är avdragsgilla.

Den viktigaste inkomstskatten för staten är PRT. Av intresse här är bl a hur vinstberäkningen görs. I stället för avdrag för räntor tillåts ett

generellt påslag (uplift) på 35 % av nedlagda kostnader för ex-

ploatering och utveckling. Detta påslag görs till dess fältet återbetalat sig, dvs ackumulerade intäkter minus ackumulerade kostnader är noll.

Vidare är förluster i awecklade oljefält avdragsgilla när beskattnings-

underlaget räknas fram för fält som fortfarande utvinns.

I Finance Act 1987 infördes ett cross field allowance som innebär att upp till 10 % av exploateringskostnaderna i vissa nya fält är avdragsgilla. Om vinsten, beräknad på detta sätt, är positiv lämnas skattefrihet för den första halva miljonen ton/år. Vidare finns en undre gräns för

skatteuttaget, (safeguard), som gäller under fältets återbetalnings-

period plus ytterligare hälften antal år. Om PRT under någon av dessa perioder skulle minska avkastningen före inkomstskatt till mindre än

15 % av ackumulerade kapitalkostnader (uplifts) utgår ingen PRT.

Inte heller får PRT överstiga 80 % av det belopp varmed avkastningen överstiger nämnda 15 %.

Enligt beräkningar är den effektiva marginalskatten 85,8 % för fält där

royalty erläggs och 83,75 % för övriga fält. Avdragsmöjligheterna och

bestämmelserna om skattebefrielse gör emellertid att den genomsnittliga skatten är betydligt lägre. Många fält utanför Southern Basin betalar ingen PRT utan bara bolagsskatten på 35 %.

En analys av oljeskatterna har genomförts vid Institute for Fiscal Studies (IFS) 1987. I denna konstateras bristerna i det nuvarande systemet. För det första varierar den genomsnittliga skatten mycket mellan olika fält och företag. Dessa variationer tycks inte kunna relateras till uppnådda avkastningar. Dessutom varierar även den marginella skattesatsen. Inte heller här tycks detta kunna förklaras av olika lönsamhet. Vidare diskriminerar skattesystemet nysatsningar och

nyinvesteringar. Slutligen anses skattelättnaderna för avvecklingskost-

nader vara för generösa och stimulera till för tidiga awecklingar.

IFS presenterade i sin rapport två förslag för att komma till rätta med dessa problem. Det första, och mest radikala, innebar att såväl

royalties

som bolagsskatt avskaffas för Vidare skulle

oljeutvinning. uplift,

safeguard skattcfriheten för den första halva miljonen ton samt

möjligheten att skriva av 10 % av exploateringskostnader för nya fält

vid resultatberäkningen av befintliga fält avskaffas när PRT beräknades. Istället föreslogs att historiska förluster skall med en ränta

uppräknas

och vara avdragsgilla vid framtida Detta skulle

resultatberäkningar. enligt förslagsställarna innebära att en resursränte- (jordränte-) skatt

introducerades.

Vidare föreslogs att företagen borde ha rätt att kräva omedelbar

avskrivning av nedlagda kostnader, oavsett om skattebetalningsskyldig-

het förelåg. Nya exploatörer skulle därigenom få en skatt, dvs

negativ

ett betalningsinllöde. Detta skulle innebära att en

jordränteskatt

tillämpades fullt ut. Det kanske största hindret för att införa modellen är att bestämma hur ska behandlas.

befintliga oljefält

Det andra förslaget, som betraktades som mer

praktiskt genomförbart,

innebar att royalties avskaffades för fält och att ökade av-

samtliga

skrivningsmöjligheter tilläts. Dessa skulle utgöras av 10 % av överavskrivningarna på investeringarna som görs efter det att ett fält är fullt återbetalt. Man ville även utöka cross field allowances till

exploatörer

som ännu ej betalar PRT. I skulle detta ett till

praktiken betyda bidrag nya oljeexploatörer.

Dessa förändringar skulle medföra att

diskrimineringen av nya exploatörer skulle upphöra. Nyinvesteringar skulle också stimuleras.

Det slutliga förslaget gick ut på att liksom cross royalties avskaffas,

field allowances samt att en speciell 100 % för

avdragsrätt investering-

ar i Nordsjön införs vid av

beräkning bolagsskatten.

2.1.2 Skatt på el i Norge och Kanada

Skatt på vattenkraft i

Norge

I Norge pågår elmarknaden.

f n en översyn av hela den norska

Stortinget har antagit en ny energilag gällande fr o m 91-01-01. Syftet med den nya lagen är att skapa ett elförsörjningssystem som i högre

grad än idag bygger på konkurrens. Den norska elmarknaden har i större utsträckning än den svenska av vertikal

präglats integration,

vilket medfört problem med effektiviteten i verksamheten. De

integre-

rade kraftföretagen benämnes everk.

I samband med av kraftsektorn

reformeringen görs även en översyn av systemet för beskattning av kraftsektorn. Bl a diskuteras

möjligheterna

att förändra beskattningen av t ex efter den modell som

vattenkraften,

infördes i 1983. Den av kraftsektorn i

Sverige gällande beskattningen

Norge är extremt komplicerad.

är i några fall direkt oklara, och

Reglerna mycket svåröverskådliga, lämnar stort utrymme för tolkningar och godtycke; se Björndalen:

Skatt- og avgiftsforhold i norske everk, Senter for anvendt forskning

1988:25. Vidare föreligger olika Skatteregler för offentliga respektive

Det är bl a mot denna bakgrund som skattesys-

privata kraftföretag.

temet nu ses över.

Vid en rangordning efter skattebelopp kommer inkomst-, förmögenhets- och fastighetsskatt högst upp på listan. Därefter följer årliga ersättningar, årliga koncessionsvgifter, leveranser av koncessionskraft och elavgifter. Till detta ska läggas en investeringsavgift på 10 % samt

en mervärdesskatt på 20 %. Beskattningen varierar dels med hänsyn till ägandeförhållanden, dels med hänsyn till vilka konsumenter som

everket huvudsakligen betjänar.

Det norska systemet, som det fungerar idag, karaktäriseras bl a av att i vissa fall högst betydande belopp varje år återförs till vattenkraftskommunerna. (Detta skall dock ses i perspektivet av de norska förhållandena rörande kommunala intäkter generellt.) I Norge har kommuner, till skillnad från i Sverige, möjlighet att ta ut fastighetsskatt i intervallet 0,2 till 0,7 procent för bl a kraftverksanläggningar. Skatten

beräknas på kraftanläggningens förmögenhetsvärde. Som förmögenhet

räknas förutom med maskiner även

själva kraftstationsanläggningen

transformatorer, ledningar, ställverk, dammar, rättigheter mm.

Därigenom blir basen för beräkningen av förmögenhetsvärdena bred. Själva förmögenhetsvärderingen för detta syfte sker dock enligt

speciella regler, som awiker från de som läggs till grund vid för-

mögenhetsbeskattningen. Kraftföretagen betalar nämligen även för-

och inkomstskatt som delvis kommer kommunerna till

mögenhetsgodo. I huvudsak gäller att offentligt ägda everk betalar en förmögen-

hetsskatt på 1 procent till kommunen, medan privatägda och vissa typer

av offentligt ägda everk betalar förmögenhetsskatt på 0,3 procent till

staten. Båda typerna av everk betalar inkomstskatt till kommunen, medan endast den senare typen betalar inkomstskatt till staten.

Dessutom erlägger kraftföretagen koncessionsavgifter dels till staten,

dels till berörda kommuner. Dessa avgifter beräknas efter den genom-

snittliga kraftmängd som anläggningen efter utbyggnad kan producera

på basis av beräknad vattenföring året om. Avgiften är avsedd att i

första hand utnyttjas för utbyggnaden av näringslivet i regionen.

Kommuner och fylken har också rätt att, enligt vissa regler, erhålla en viss andel kraft till subventionerat pris s k koncessionskraft.

I Norge gäller, till skillnad från i Sverige, att vissa, oftast privatägda,

kraftföretag har en tidsbegränsad koncession på sina kraftverksanlägg-

Beskattningsformer

ningar, vanligen 60 år. När tidsperioden

utlöper överflyttas äganderätten till staten, samtidigt som berörd kommun kan tilldelas en

upptill tredjedel av kraftanläggningens värde. av sådana

Omfattningen äganderättstransfereringar är dock oklar.

Detta sammantaget gör att en dominerande andel av skatteintäkterna i många norska kommuner kommer från Tabell 2.1

just kraftföretag. visar de 40 kommuner som mottog mest i direkta skatter

(förmögenhet, intäkt och fastighetsskatt) 1987. Av

Koncessionsavgifter ingår ej. tabellen framgår även hur stor andel dessa skatter av kommu-

utgjorde nens totala skatteintäkt det året.

52 i andra länder

Beskattningsformer

Tabell 2.1. Norska kommuners inkomster av inkomst- och för-

mögenhetsskatt från everk med egenproduktion och

totalt från alla skattebetalare, belopp i NEK 1000.

Uvdal

skattesystemet

överskotten från vattenkraften som tilldrar sig intresse. Dessa överskott

med utgångspunkt från förekomsten av jordränta och/eller analyseras

olikheter i kvasiränta (eller tâckningsbidrag). Det är enbart i vatten-

kraftverken som jordränta uppstår.

Olika modeller är föremål för analys f n? Dessa är:

en öre/kWh skatt (svensk modell) en förhöjd vinstskatt på företagen en royalty på vinsten en typ av särbeskattning av anläggningarna.

Modellerna utvärderas efter sju kriterier:

neutralitet

förmåga till beskattning av jordräntan

kostnadseffektivitet stabilitet

tidsmässig fördelning av skatteintäkterna säkerhet i betalningsbelopp

administrativa kostnader och problem

I den vi del av är bedömningen att alla modeller är

analys tagit

med av olika typ, och att därför ingen av ovan-

förknippade problem

Grunnrentebeskattning i vannkraftverk, Senter for anvendt forskning, Rapport 16, 1990.

stående modeller entydigt kan Den modell

förespråkas. som ger bäst

anpassning till jordräntan, har andra nackdelar. Man

särskattemodellen,

noterar dock att en indelning av verken i kostnadsklasser ex efter

(t utbyggnadskostnad per kWh) som grund för skulle skatteuttaget

resultera i en mer direkt koppling till de faktiska

jordränteförhållande-

na. Som jämförelse har man då det svenska med en skatt systemet differentierad efter kraftverkens ålder. i detta

(Avslutningsvis kapitel

presenteras den svenska skattemodellen samt en av de

redovisning

hittillsvarande erfarenheterna av den svenska

beskattningen.)

Skatt på vattenkraft i Kanada

Beträffande Kanada skall endast kort noteras att en tvådelad vattenkraftsskatt infördes redan år 1961. debiteras dels en

Kraftbolagen avgift

per såld kWh, dels en avgift dominerar Kanadas per kW. Vattenkraften elproduktion. År 1988 svarade Vattenkraften för 61 % av den totala

elproduktionen. Fyra provinser dominerar elproduktionen: Quebec,

Ontario, Manitoba och British Columbia. Skatten varierar mellan de

olika provinserna.

Skatten per kWh var länge låg för att 1975 första

höjas måttligt (efter

oljekrisen) och drastiskt 1981 och 1982. Skatten realt per kWh sjönk fram till 1982 då den femdubblades, vilket realt sett innebar en

höjning

med ca 50 % jämfört med när skatten infördes 1961. För British Columbia motsvarade 17 kr den 1984 ca 2,4 öre per kWh respektive

per kW.

2.2¶Den svenska

vattenkraftsskatten

Beskattning av vinster från produktion av kraft, särskilt vattenkraft, har utretts tidigare. som lämnade betänkandet

Energiskattekommittén, I

Skatt erhöll som ett

på energi” (SOU 1982:16),

tilläggsuppdrag att se över frågan om av övervinster som

beskattning

kan uppkomma hos ägare av äldre främst

kraftanläggningar, vatten-

kraftverk. Kommittén modeller för hur en sådan skulle även presentera beskattning skulle se ut, men var inte att fram ett konkret

ålagd lägga

förslag eller förorda en viss modell. Denna redovisas

utredning

kortfattat i nästa avsnitt. Därefter ett avsnitt som för

följer redogör efterföljande proposition och lag om skatt vattenkraft. på Kapitlet

avslutas sedan med en för vissa erfarenheter från

redogörelse

vattenkraftsskatten samt en av den del i statens

sammanfattning energi-

verks momsutredning som behandlade vattenkraftsskatten.

2.2.1 Skatt på energi (SOU 1982:16-17)

Kommittén ställde huruvida det är möjligt att enbart beskatta

frågan

s k övervinster från vattenkraftproduktion utan att därmed beskatta vattenkraft generellt.

Dessutom om vilka övervältringsmekanismer som analyserades frågan

vid en eventuell beskattning. Väsentligt var även att en

uppkommer

skatt inte skulle inverka negativt på utnyttjandet av kraften, så att t ex där kapaciteten förstärks inte motverkas av skattesyste-

ombyggnader

met.

Kommittén att en eventuell övervinstbeskattning inte borde ske

ansåg

inom den ordinarie energibeskattningens ramar. Om en skatt skulle införas var, kommittén, en modell baserad på genererad vinst

enligt

eller att föredra framför modeller baserade på antal

utnyttjanderätt

kWh ellcr installerad effekt i produktionsanläggningarna.

producerade

och presenterades ingående av företagsekonomer Frågan analyserades

från universitet i till utredningen. Bl a ägnades

Göteborgs bilagedelen

definitionen av begreppen vinst och övervinst intresse. Nedanstående genomgång är baserad på bilaga 3 i SOU 1982:17.

Eftersom kraftbranschen är det skilda

mycket heterogen föreligger

förutsättningar för olika producenter att generera stora överskott. Begreppet övervinst förutsätter att “normalvinst kan ges en entydig definition. Frågan är om detta är möjligt.

En klassisk definition av vinstbegreppet formulerades redan 1939 av Hicks and Oxford 1939). I enlighet härmed är vinst det

(Value Capital,

maximala belopp som kan utdelas under en tidsperiod utan att reala termer) minskar. Denna definition

företagets förmögenhet (i

förutsätter bl a att framtiden ska kunna förutsägas med säkerhet samt

att företaget har oändlig livslängd.

I praktiken måste emellertid vinstbegreppet relateras till vilket syfte

som med Företagsledning, aktieägare och föreligger vinstberäkningen.

långivare kan förväntas ha olika syften. Om man utgår från ett

företagsledningsorienterat begrepp och baserar detta på redovisad kan vinst definieras som förändring i företagets förmögenförmögenhet

het, d v s i eget kapital. Detta utgör den klassiska bok-

förändring

vinstdefinitionen där vinsten kan utläsas i såväl

föringsmässiga balansräkning som resultaträkning.

Av stor vid fastställandet av vinsten för en delperiod blir hur

betydelse

kostnaderna dvs fastställandet av resursåtgången för

periodiseras,

För rörliga kostnader utgör detta inget problem, men för

perioden.

fasta kostnader blir detta beroende av vilket kapitalkostnadsbegrepp

som ligger till grund för avskrivningarna: anskaffningskostnad, dvs historisk kapitalkostnad, eller återanskaffningskostnad. Om ett företag

skulle visa en högre eller lägre vinst beroende på vilka principer som

används är främst avhängigt prisförändringar på företagets anläggningsrespektive omsättningstillgångar. I praktiken är användningen av vinstmätning baserad på historiska kapitalkostnader mest vanlig. Den ligger även till grund för framräkning av beskattningsbar vinst.

Aven när det gäller ett företags relativa lönsamhet finns olika metoder

att tillgå och olika möjligheter till anpassning inom bokföringslagens ram. Skattelagstiftningen ger företaget stora möjligheter att på förhand

bestämma årsresultatet via olika typer av s k bokslutsdispositioner

(förändringar i lagerreserv, avsättningar till investeringsfond, överavskrivningar in m). Av stor betydelse blir då hur ett företag väljer att

redovisa sina kostnader och intäkter. Olikheter här försvårar jämförelser mellan företag liksom definition av normal vinstnivå i en bransch.

Vid utvärdering av företagets lönsamhet är det därför angeläget att

utgå från ett så “opåverkbart” begrepp som möjligt. Vid t ex beräkning

av räntabilitet på totalkapitalet (RT) används rörelseresultat efter avskrivning + finansiella intäkter i förhållande till

balansräkningens

redovisade totala kapital, d v s summan av kort- och långfristiga skulder, obeskattade reserver och eget kapital. Detta tal är opåverkat av såväl bokslutsdispositioner som extraordinära transaktioner och ger ett mått på hur lönsam själva rörelsen

Ett mått på hur lönsam en verksamhet är för ägarna av rörelsen är räntabilitet på eget kapital (RE). Då sätts resultat efter finansiella intäkter och kostnader i relation till eget kapital och obeskattade reserver (med hänsyn till en latent skatteskuld). Till skillnad från RT-måttet innefattar även finansiella kostnader. Därigenom

RE-måttet

blir det således påverkat av hur företaget hanterar dessa kostnadsslag. Att jämföra olika företags lönsamhet kan i detta perspektiv bli mycket missvisande liksom att försöka fastställa normal vinstnivå för en bransch.

Kostnader och intäkter kan alltså redovisas olika, vilket ger en spridning i räntabilitetstal mellan företag med samma

underliggande

lönsamhet. Graden av öppenhet i redovisningen varierar också, liksom

definitioner av olika kostnadsposter. Det är många gånger omöjligt för

en utomstående att genomskåda en årsredovisning med liten grad av

öppenhet.

I utredningen (Skatt på energi) konstaterades att det, mot bakgrund av

ovanstående, i praktiken blir omöjligt att exakt fastställa eventuella övervinsters storlek i en bransch. Huvudfrågan måste i stället vara att bestämma om övervinster kan uppkomma i en bransch, i vilken potentiell omfattning och vad som är orsaken. Förekomsten av

övervinster blir därigenom en fråga som måste analyseras utifrån hur väl marknaden för en viss vara fungerar, främst när det gäller förekomst av monopol och nyttjanderätt till begränsade resurser som t ex vattenkraft.

På marknader, där företag med produkter med varierande grad av

homogenitet konkurrerar med varandra, har företagen begränsade möjligheter att påverka priserna uppåt. Konkurrensen medför att

företagen har incitament såväl till att minska sina kostnader som att försöka sälja mer (genom att t ex hålla priserna på en lägre nivå än

konkurrenter).

På marknader som kännetecknas av en eller ett fåtal

säljare (med

lokala monopol) finns större möjligheter för ett enskilt företag att

höja

priset på varan. Av detta kan man sluta sig till, menar utredningen, att man inte skulle kunna tala om övervinster på konkurrensmarknader. Ett monopol eller en monopolliknande situation medför däremot stor risk för övervinster. Av stor betydelse blir då hur prissättningen går till samt vilka incitament som finns till att hålla nere kostnaderna.

I utredningens bilagedel, SOU 1982:17, redogörs även för dåvarande

ägarförhållanden samt prissättningsprinciper för el. Tre olika modeller

för internprissättning av el inom en industrikoncern där elproduktionen utgör en division redovisas också. Svårigheter att definiera övervinster för dessa bolagstyper illustreras därigenom. Vidare ägnas frågan om beskattning av extrema vinster i andra länder särskilt intresse. Slutligen studeras frågan om olika modeller för beskattning. Modellerna har valts mot bakgrund av erfarenheter från beskattning i England, Norge, Danmark och USA. Följande modeller presenteras:

1) En skatt per producerad kWh 2) En skatt per installerad kW 3) En särskild vinstskatt på vattenkraft 4) En särskild skatt på extrema vinster från vattenkraften

Två av dessa modeller, skatt per producerad kWh och skatt per installerad kW, är enkla att administrera. De är däremot inte

speciellt

riktade mot förekomsten av övervinster. De två övriga förslagen, extra skatt på vinster respektive extrema vinster från vattenbaserad kraft-

produktion, bedöms som avsevärt mer komplicerade att genomföra,

samtidigt som de är mer riktade mot eventuella övervinster.

Motiven till vattenkraftsbeskattning baseras på nyttjanderätt över vissa

naturresurser (vattnet och landskapet), varvid de begränsade alternativen för ny elproduktion som står till buds ökar värdet av existerande

anläggningar. Ett krav av stor betydelse vid utformning av en vatten-

kraftsskatt är att den bör behandla alla producenter lika, annars sned-

vrids konkurrensen. Ett andra krav är att den inte kräver för stor

byråkrati. Tredje kravet gäller att minska möjligheterna till övervältring, så att skattebelastningen verkligen belastar dem med skatteförmåga.

Som fjärde krav framförs att en skatt inte får stimulera till onödiga utgifter. Skatten måste även utformas med tanke på beskattningsförmågan hos olika företag. I värsta fall skulle annars staten kunna tvingas ta över ett stort antal mindre lönsamma kraftföretag. Slutligen anges att det kan vara nödvändigt att ett införande av ny skatt kombineras med ett tillfälligt förbud mot köp och försäljning av vattenkraft, i syfte att hindra övervinster att snabbt realiseras via transaktioner på marknaden.

2.2.2 Proposition och lag om beskattning av vattenkraft

Fr 0 m 1983 finns en särskild skatt på vattenkraft. Motiven till skatten och valet av skattemodell beskrivs i den proposition som låg till grund

för beslutet om skatten (prop 1982/83:50). I propositionen fann

statsrådet det angeläget att, trots de svårigheter som påpekats av bl a

Energiskattekommittén (främst vinstdefmitionsproblemet), förorda ett

systern som möjliggjorde att de betydande ekonomiska fördelar som erhålls vid elproduktion i vattenkraftstationer i större del kommer samhället till del. Motiven i övrigt var att förhindra en alltför snabb

prisutveckling vid försäljning av andelar av äldre vattenkrafttillgångar

samt behovet av förstärkt statsbudget. Man kan notera att kärnkraftsavvecklingen och dess förväntade effekter för prisutvecklingen däremot inte anfördes explicit.

Skatten skulle tas ut i producentledet och borde i princip inte kunna övervältras på konsumenterna via höjda elpriser.

Som modell föreslogs i propositionen en differentierad öre/Kwh-skatt.

För anläggningar äldre än 10 år, d v s uppförda före år 1973, föreslogs en skatt på 2 öre/Kwh. För nyare anläggningar, 5-10 år gamla, skulle skattesatsen halveras och för nya anläggningar, d v s yngre än 5 år, borde ingen skatt alls utgå. Motiven till differentieringen var de restriktioner för vattenkraftutbyggnad som införts samt den fördyring av anläggningsverksamheten som ägt rum och medfört att ekonomiska överskott i nyligen uppförda vattenkraftstationer var små. Vidare framhölls betydelsen av att inte genom en skatt förhindra tillkomsten av nya vattenkraftstationer. Detsamma gällde utökning av installerad

generatoreffekt i äldre anläggningar, som alltså föreslogs behandlas skattemässigt på samma sätt som nyproduktion.

skattskyldighet föreslogs gälla för anläggningar med en högre in-

stallerad generatoreffekt än 100 kW. Elkraft framställd i pumpkraftverk förslogs undantagen för att inte denna kraft skulle komma att beskattas mer än en gång.

För att undvika de praktiska svårigheter, som med nödvändighet

uppstår om skatten skulle baseras på vad som faktiskt har producerats i varje Vattenkraftverk, rekommenderades att skatten skulle beräknas efter en schablon, där den installerade generatoreffekten läggs till

grund för fördelningen.

Skattegrundande kraftproduktion skulle fördelas efter hur stor effekt som var installerad i de olika ålderskategorierna av kraftstationer i förhållande till den totalt installerade generatoreffekten i den skattskyldiges samtliga Vattenkraftverk. Om den skattskyldige t ex har ett vattenkraftverk på 30 MW som tagits i drift före den 1 januari 1973 och i vilket den installerade generatoreffekten hade ökats med 10 MW år 1980 skulle skatten beräknas till 2 öre/kWh för 75 procent av den sammanlagda producerade kraften i kraftverket. På motsvarande sätt beräknas skatten i de fall den installerade generatoreffekten minskar permanent, till exempel p g a urdrifttagande av en eller flera stationer.

Den 17 december 1982 antog riksdagen lagen, som gällde fr o m 1 januari 1983, om skatt på viss elektrisk kraft med,

(SFS 1982:1201), i förhållande till propositionen, vissa förändringar. Enligt lagen ska

skatt erläggas för inom landet producerad kraft från Vattenkraftverk med en installerad generatoreffekt på minst 1 500 kW. Vidare undantogs kraft från pumpkraftverk. Skattesatsen beslutades till två öre per kWh med nedsättning till ett öre per kWh om kraften producerats i ett kraftverk som tagits i drift under åren 1973-77 och till noll öre, d v s ingen skatt, för kraft som producerats i ett kraftverk som tagits i drift efter 1977. Kraften fördelas på anläggningar på basis av den generatoreffekt som installerats under respektive tidsperiod (före 1973, 1973-77

respektive efter 1977). Deklarationsskyldighet föreligger för varje

kalendermånad, om inte RSV medgivit att p g a särskilda skäl deklaration får lämnas för helt kalenderår.

I deklarationen medges avdrag från den skattepliktiga kraften med för kraftverk och år räknat 6 milj kWh reducerat med 40 % av skillnaden mellan den skattepliktiga kraften och 6 milj kWh. Om synnerliga skäl

föreligger får regeringen medge nedsättning eller befrielse från skatt

för kraft som förbrukas i en industriell verksamhet som drivs av den skattskyldige eller av honom närstående företag.

2.2.3. Erfarenheter av vattenkraftsskatten

År 1988 lät statens energiverk utvärdera vilka effekter den införda skatten hade haft3. Följande redovisning är till stor del baserad på

denna utvärdering.

För statskassan har skatten inneburit de årliga intäkter som framgår av tabell 2.2.

Tabell 2.2 Vattenkraftsskatt under åren 1983-1989, Mkr

1983 1984 1985 1986 1987 1988 1989

Vattenkrafts- 990,6 1038,7 1069,4 903,5 1060 1019 1025

skatt

Total vatten- 62,6 66,9 70,1 59,8 71,0 68,8 71,1

kraftsproduk-

tion, TWh

Då skatten utgått med samma nominella belopp under perioden 1983- 89 har den de facto inneburit en realt sett minskad före-

belastning på tagen. Grunden för beskattningen är ju anläggningarnas ålder i för-

hållande till när skatten infördes, d v s 1983, inte hur eller

gamla

lönsamma olika verk är när skatten faktiskt tas ut.

I sammanhanget skall också noteras att förändras

anläggningarna

gradvis i och med att den installerade generatoreffekten förändras i samband med reinvesteringar. Därmed måste verk med

anläggningar

av olika ålder definieras om, och kraftföretagen och riksskatteverket måste förhandla fram nya schabloner som grund för beskattningen.

Sammanfattningsvis har skatten hittills medfört endast marginell

påverkan på företagens drift- och investeringsverksamhet. En större osäkerhet när det gäller nyinvesteringar föreligger emellertid p g a

oklarheter vad gäller skattens utformning framöver. Vidare inte

tycks

skatten, tvärtemot dess syfte, direkt ha träffat s k övervinster, eftersom mindre lönsamma företag verkar ha drabbats hårdare än mer lönsamma. Det är inte alltid anläggningens ålder som avgör dess lönsamhet för det enskilda företaget.

Vattenkraftsskatt i Sverige, en analys med inriktning på kärn-

kraftsawecklingen. Underlag för energiprognoser, september 1988.

Ett annat problem som framförts och angivits bli av särskilt stor betydelse vid en eventuell höjning av skattesatserna, är att den valda

modellen skapar förutsättningar för inoptimala driftbeslut. Dct kan vara ekonomiskt fördelaktigt för företagen att överutnyttja nyare

anläggningar till högre samhällsekonomiska kostnader framför att driva

äldre anläggningar.

Detta har man delvis förhindrat genom skattekonstruktionen med för-

delning av elproduktion efter den installerade generatoreffekten i

anläggningar av olika ålder. Om ett företag äger fristående dotterbolag med anläggningar av olika ålderskategori kan det emellertid vara motiverat för det företaget att i första hand utnyttja det dotterbolag som är ägare till de nyaste anläggningarna. Intresset för sådana bolagsbildningar skulle dessutom öka vid höjda skattesatser.

Vidare kan skattemodellen medföra att lönsamma produktionsanläggningar ställs av till förmån för import eller inhemsk produktion som är dyrare på marginalen eller att företag avstår från lönsam export.

I samband med skattens införande förekom också ett visst spill av vattenkraft under sommarmånaderna, då norsk vattenkraft kunde importeras till lägre kostnader än 2 öre/kWh. P g a den s k mitt-

prisprincipen vid tillfälligt kraftutbyte blev vinsten för företagen ca

1 öre/kWh jämfört med alternativet egen produktion. Efter dis-

kussioner om importskatt har företagen i ett brev till industrideparte-

mentet meddelat att man avser att undvika detta beteende. I en situation med ökat kraftutbyte med grannländerna bedöms i vilket fall som helst modellen riskabel, särskilt om skillnaderna i företagens

produktionskostnader skulle öka ytterligare p g a höjda skattesatser på vattenkraft producerad i Sverige.

Effekter för olika företag

I den utvärdering som genomfördes analyserades skattens effekter för företagen. Vattenfall samt tio större privata och/eller kommunägda

företag som svarar för ca 90 % av den totalt erlagda vattenkrafts-

skatten ingick i analysen.

I tabellen nedan redovisas respektive företags erlagda vattenkraftsskatt i absoluta belopp samt skattens andel av de totala rörelsekostnaderna för perioden 1983-89.

Tabell 2.3. Erlagd vattenkraltsskatt 1983-1989 Mkr. Skattens andel i procent av totala rörelsekostnader anges inom parentes

Kraftföre- 1983 1984 1985 1986 1987 1988 1989 tag

‘ V Skellefteå 22 (ll,0) 17 (6,4) 15 (5,0) 17 19 (5,8) 17 (4,9) Kraftverk]

Bålforsen ‘ ‘ ‘ 70 (17,1) 74 (14,2) 64 (11,6) 76 (13,8) Kraft

Krångede 87 (16,1) 95 (16,5) 93 (10,4) 76 (8,6) 97 (11) 85 (9,8) 101 (11,6)

Gullspångs 31 (7,6) 35 (7,6) 38 (6,0) 32 (4,D 41 (5,6) 36 (4,7) 32 (4,1) Kraft

Statens 460 (6,1) 469 (6,0) 467 (5,1) 394 (4.2) 429 (5,3) 445 (5,1) 480 (5,4) Vattenfallsverk

Uddeholm 29 (4,3) 31 (4,1) 37 (3,7) 31 (3,1) 42 40 31

(4,3)2 (4,0)2 (2,9)?-

Kraft 3 Skandina- 29 (3,6) 34 (3,6) 34 (2,8) 17 (1,5) 21 10 viska Elvcrk

Sydkraft4 71 (2,9) 73 (2,7) 75 (2,1) 65 (1,5) 82 (1,9) 77 (1,7) 71 (1,5)

Graninge- 31 (5,6) 33 (5,2) 38 (4,4) 26 (2,8) 31 (3,2) 29 (2,5) 29 (2,4) verken

Stora 56 (1,2) 63 (1,0) 76 (0,7) 66 (0,6) 705 71 (8,0) 55 (6,2) Stockholm ’ 52 (2,8) 52 (2,4) 33 (1,2) 30 (1,0) 31 (1,1) Energi Prod

Källa: För åren 1983-86: Vattenkraftsskatt i

Sverige. Underlag för energiprognoser, statens encrgiverk, september

1988. För åren 1987-89: ej publicerade från statens

uppgifter energiverk. *) Framgår ej

1 Observera att det avser koncernen. för 1987

ej Årsredovisning

saknas hos uppgiftslämnaren.

2 Inkl Alvkraft AB. 3 SEV köptes av ASEA 1988. Av årsredovisning inte

framgår

kostnaderna för SEVs verksamhet. 4 Uppgifterna om betald skatt är från

Sydkrafts årsredovisning.

5 rsredovisning för 1987 saknas hos

uppgiftslämnaren.

Av tabell 2.3 framgår skattens relativt sett minskade betydelse för företagens kostnader. Detta är en naturlig konsekvens av att övriga kostnadsposter i större eller mindre till skillnad från vatten-

utsträckning, kraftsskatten, har följt inflationen.

I tabell 2.4 redovisas hur samma företags räntabilitet totalt

på kapital

utvecklats. Där redovisas även, där så varit möjligt, uppskattningar av vad räntabiliteten hade varit vid frånvaro av skatt.

Tabell 2.4. Råntabilitet på totalt kapital 1981-89 (%), inom parentes

anges uppskattningar av rântabilitet exkl skatt.

Kraft- Skellefteå Bålforsens Krångede Gullspångs Statens

företag kraft kraft kraft vattenfallsverk

1981 18,6 18,1 10,5 9,6

1982 19,1 14,9 5,1 9,4 8,5

1983 10,2 13,3 5,6 15,2 11,8

(13.8) (17.1) (146) (13.0) (13.0)

1984 13,2 12,4 6,8 15,4 11,1

(14.9) (13.5) (12.3)

1985 17,1 14,4 5,0 10,5 10,5

(216) (12,9) (13,7) (116)

1986 6,5 10,4 5,7 7,7 9,1

(9.7) (12.3) (9.9) (10.0)

1987 1 12,8 -l,2 9,3 8,5

(156) (7,1) (116) (9,2)

1988 8,9 12,9 4,7 9,5 8

(11,3) (15,2) (11,7) (12,2) (3.7)

1989 8,1 15,5 6 12,7 9,2

(10,1) (18.2) (14.2) (14.7) (9,9)

forts tabell 2.4

Kraft- Uddeholm Skandi- Syd- Graninge- Stora Stockholm

Sverige. Underlag energiprognoser, statens energiverk, september 1988.

För åren 1987-89: ej publicerade bedömningar från statens

energiverk.

Årsredovisning för 1987 saknas hos uppgiftslämnaren.

Enligt tabell 2.4 har flertalet företag bibehållit eller t 0 m ökat sin räntabilitet efter införandet av vattenkraftsskatten. Skatter kan kompenseras genom antingen intäktshöj ande eller kostnadsreducerande

åtgärder (eller en kombination). Av utvärderingen, som avser perioden 1981-86, framgår att företagen inledningsvis lyckades väl med att

kompensera vattenkraftsskatten. Längre fram tycks däremot företagen

inte ha lyckats kompensera sig genom vare sig intäktshöjning eller

kostnadsreduceringar. I samband med höjningen av Vattenfalls avkast-

ningskrav 1988 höjdes emellertid priserna på högspänd kraft. Man har

därför anledning att tro att företagen därigenom åter förbättrade sin ekonomiska ställning. Analysen visar också att skattekonstruktionen leder till att den “slog hårdast 1986 - ett år som präglades av låg

lönsamhet. Av årsredovisningar framgår att åtta av företagen då löste upp sin lagerreserv.

När det gäller investeringsbeteendets påverkan av skatten är det tydligt

att företagens utrymme för investeringar i många fall hade varit väsentligt högre om inte skatten funnits. Under perioden har det emellertid varit svårt att finna nya lönsamma projekt, då elrnarknaden under 1980-talet varit karakteriserad av en hård prispress. Under senare år har det också av miljöskäl varit svårt att få tillstånd till nya

projekt.

Skatten har enligt utvärderingen framför allt påverkat satsningar i olika

typer av FoU-projekt, bl a nämnas ett exempel från ett företag där ett vindkraftprojekt avbröts som en direkt följd av skatten.

Framöver bedöms skatten kunna påverka reinvesteringarna i branschen. I valet mellan att antingen restaurera ett gammalt kraftverk eller riva det och bygga ett nytt hävdas att skattens framtida utformning kan bli

avgörande.

Kraftföretagen framhåller även att en höjning av skattesatserna är omöjlig utan att detta tillåts påverka priserna, samt att en höjning till 3-4 öre per kWh ökar incitamenten att ersätta vattenkraft med kärnkraft eller import. I valet mellan kWh-skatt och kW-skatt förordar företagen dock en fortsatt beskattning efter dagens modell, dels p g a att dagens modell bättre följer intäktsgenereringen, dels p g a den anpassning som skett till dagens system när det gäller administrativa rutiner m m. Som exempel på övergångseffekter av införandet av vattenkraftsskatten har företagen bl a fört fram de oförutsedda kostnaderna i samband med de s k frikraftsavtalen.

2.2.4 Moms på energi (statens energiverk, 1988:8)

År 1987 fick statens energiverk i uppdrag av arbetsgruppen för ener-

giskattefrågor inom mervärde-skattekommittén (Dir 1987:30) att utreda konsekvenserna av att införa moms på energi. Verket utredde då även

vissa speciella energiskattefrågor och däribland översiktligt frågan om övervinstbeskattning inom kraftsektorn.

I utredningen konstaterades att när elanvändningen vuxit så mycket att ny baskapacitet tas i anspråk stiger värdet av såväl vattenkraft som kärnkraft, kraftvärme och industriellt mottryck. Med elpriser som

motsvarar systemets marginalkostnader (vid tidpunkten för utbyggnad av baskapacitet långsiktig marginalkostnad) uppkommer de ökningar i producentöverskott som utgör motiven till en ökad vinstbeskattning.

För närvarande, (dvs 1988), och för den närmast överblickbara framtiden, förefaller dock kraftföretagens ekonomiska situation att bli pressad, och utrymme saknas, ansåg verket, för en utökad kraftbeskattning utan snedvridande effekter.

Syftet med en ökad beskattning framöver är verket

enligt tvåfaldigt.

Dels skulle en ökad beskattning kunna medverka till en av

finansiering

den offentliga sektorn med ett minimum av snedvridande effekter. Dels skulle ökade vinster som tilläts stanna kvar i kraftsektorn kunna komma att användas ineffektivt. Som exempel nämns subventionering av elanvändning via med ineffektiv

genomsnittskostnadsprissättning,

elanvändning som följd, samt lägre kostnadsmedvetande och resursslöseri inom kraftsektorn ex omotiverade

(t löneförmåner, lyxprojekt och olönsamma investeringar).

Verket diskuterar även de olika modeller för beskattning som framfördes i Skatt på energi. Vinstskattemodeller kritiseras för sin

komplexi-

tet och krav på att varje kraftverk i praktiken görs om till ett

bolag.

Det hänvisas till att ett sådant skattesystem för i

oljeutvinning

Storbritannien har visat sig diskriminera nyetableringar och

nyinvesteringar.

Just frågan om nyinvesteringar och incitament för nya exploatörer

framhåller verket som centrala utgångspunkter vid av

utformningen beskattningen. Ju närmare beskattningen kopplas till själva innehavet, nyttjanderätten, som ger upphov till övervinster, desto mindre blir

störningarna i verksamheten.

En skatt enligt modellen öre/kWh har verket den fördelen att

enligt

den Den införda skatten nu även av

följer intäktsgenereringen. upplevs

kraftföretagen som etablerad, och det talar för att det är att

lämpligt

fortsätta med den typen av skatt. En effektbaserad skatt skulle å andra sidan troligen störa driften mindre - skatten oavsett om

utgår ju

anläggningen körs eller inte. Dåliga vattenår måste emellertid

företaget

ha en buffert som möjliggör skatteuttaget. Vikten av att ta till

hänsyn

kraftföretagens betalningsförmåga betonas. Gammal vattenkraft kan ur

företagsekonomisk synvinkel vara väl så ekonomiskt betungande som

ny, dvs om den nyligen införskaffats av den nye ägaren.

Företagen är även olika till sin struktur, framhåller verket, och måste klara att finansiera underhållsinvesteringar och

ersättningsinvesteringar

i samband med såväl som för att ökad

kärnkraftsavveckling tillgodose efterfrågan på el.

Enligt verket kan 1990-talet innebära en

prismässig omställningsperiod

på elmarknaden. Detta medför svårigheter vid utformningen av en

skärpt övervinstbeskattning.

Verket framhåller att ju fler kraftslag som beskattas desto större blir riskerna för priseffekter, eftersom det är svårt att styra

beskattningen

av ett visst kraftslag så att skatten bara tas ut vid tillfällen då kraftslaget inte ligger på marginalen. Man skulle i princip behöva konstruera en kostnadstrappa som bibehöll samma relationer mellan olika

i andra länder 67

Beskattningsformer

kraftslag efter skatt som före för att undvika att

dyrare kraftslag utnyttjas framför billigare.

Vidare fastslås att för att driften inte ska störas vid en kWh-baserad skatt kan man inte ta ut högre skatt än skillnaden mellan de

rörliga

kostnaderna för det kraftslag som ska beskattas och det närmast dyraste. I fallet med vattenkraftsskatt är det alltså om den

frågan

begränsning som kärnkraftens rörliga kostnad Vid en

utgör. hög efterfrågan kommer emellertid kärnkraften att användas

på marginalen

även under våtår och då finns inte denna

typ av begränsning. Enligt

verket gäller detta vid ca 140 TWh i Vid en

(vid 12 aggregat drift).

omfattande kärnkraftsavveckling är det i stället den kostnaden

rörliga för ersättningsalternativen eller som taket för (kol naturgas) utgör

vattenkraftsskatten. Först då skulle vattenkraftsskatten kunna

höjas

rejält utan att den stör drift eller prissättning. En skatt t ex 10 ör-

på

e/kWh för vattenkraft skulle, med en

vattenkraftproduktion på

63 TWh, inbringa 6,3 miljarder kronor till statskassan. Verket tror emellertid att skatten under en åren

mellanperiod (ca 1995-2005)

eventuellt skulle få inskränka till en liten kärnkraftsskatt för att

sig

möjliggöra en höjning av vattenkraftsskatten.

3. Svensk elmarknad: kraftbalans, branschförhållanden

samt vattenkraftens roll

I detta redovisas elanvändningens omfattning och samman-

kapitel

uppbyggnad samt elprisnivån i sättning, elproduktionssystemets

Vidare bedömningar över kraftsystemets dagsläget. presenteras

samt kraftbalansens och elprisernas utveckling utbyggnadskostnader under 90-talet statens energiverk. Därefter ges en översikt av de

enligt större samt av lönsamhetsförhållanden i branschen.

kraftföretagen

slutar med en av förhållanden som gäller den Kapitlet genomgång svenska vattenkraftens omfattning, ägandeförhållanden samt regler för utbyggnad och nyttjande.

3.1¶Elanvändning och elproduktion

Den totala elanvändningen, inklusive avkopplingsbara elpannor, uppgick 1989 till 139 TWh. Den prima elanvändningen, d v s elanvänd-

drygt

exklusive elpannor, var 131 TWh. 1989 var ett ningen avkopplingsbara

varmt år och temperaturkorrigeras användningen till normalare ovanligt förhållanden motsvarar detta en elanvändning på ca 134 TWh.

De största elkonsumenterna är industrin samt bostads- och servicesektorn. Transportsektor och fjärrvärmeverk svarar därtill för en i absoluta tal icke negligerbar elanvändning. I tabell 3.1 visas elanvändningens fördelning under åren 1988-1989.

70 Svensk elmarknad Tabell 3.1 Elanvändningen 1988-1989 (TWh)

prima användning

Avkopplingsbara 7,6 7,8 clpannor

Total elanvändning 138,8 139,0

(inkl avkopplingsbara

1 elpannor), netto

Källa: Statens energiverk, 1990:5.

Exklusive egenförbrukning i

elproduktionsanläggningarna.

Sedan år 1970 har den prima elanvändningen ökat med i

genomsnitt

4 % per år. I början av 1980-talet ökade under

elanvändningen några

år med ca 10 % per år.

Under 1989 producerades totalt 139,5 TWh el i landet.

Elproduktionen

har varit ganska konstant under åren medan

1987-1989, nettoexporten har minskat i takt med att har ökat.

elanvändningen

Produktionen av el i landet sker i vatten- och kärnkraftverk.

väsentligen

El produceras också i och

oljekondenskraftverk, mottrycksanläggningar

gasturbiner. De senare används nästan enbart vid s k

topplasttider.

Tillförseln av el för åren 1988-1989 av tabell 3.2.

framgår

Svensk elmarknad 71 Tabell 3.2 Elproduktionens fördelning på produktionsslag (TWh)

Källa: Statens energiverk, 1990:5

Kostnaderna i elproduktionen kan delas i

upp kortsiktigt rörliga

kostnader, övriga drifts och underhållskostnader samt kapitalkostnader.

Den kortsiktigt rörliga kostnaden i en anläggning utgör marginalkost-

naden för produktion av en kWh i en i drift varande

ytterligare

anläggning och uppgår i stort sett till bränslekostnaden samt, för

kärnkraften, avfallshanteringen. (Notera att denna bränslekostnad kan

vara noll om ett bränslekontrakt, vilket ofta är fallet med är

naturgas, utformat som take or pay.) Tidshorisonten är här någon minut. Med undantag för den reglerbara vattenkraften är det dessa

rörliga

kostnader som ligger till grund för utbudskurvan på kort sikt, dvs

ligger till grund för den kortsiktiga optimeringen av kraftsystemet (merit order dispatch).

Som produktionskälla har vattenkraften en särställning i systemet. Aven om vattenkraftens kortsiktiga marginalkostnad är noll innebär inte detta att dess marginalvärde är noll. En stor del av vattenkraften är

reglerbar, samtidigt som tillgången på vatten är begränsad, varför

vattenkraften har ett stort värde som ersättare av

dyrare kraftslag, framförallt under högbelastning. För att utnyttja vattenmagasinen

effektivt görs omfattande modellberäkningar av vattenkraftens

alternativa värde i elproduktionssystemet, det s k vattenvärdet, vid olika tidpunkter. Detta vattenvärde varierar från mycket höga till mycket låga

värden beroende på den aktuella kraftsituationen.

Övriga drifts- och underhållskostnader är beräknade på årsbasis och

varierar inte direkt med kapacitetsutnyttjandet i en anläggning utan är hänförliga till att anläggningen överhuvudtaget utnyttjas. Till detta ska

72 Svensk elmarknad

läggas kapitalkostnaderna vilka varierar starkt mellan olika anläggningar och i efterhand är svåra att precisera.

Drift- och underhållskostnader i kraftverk varierar med storlek och

ålder på anläggningarna. Det är också i viss mån en bokföringsmässig

fråga vad som ska räknas till underhållskostnader och vad som ska

klassificeras som reinvesteringar i anläggningar. Ett antagande om lång

livslängd på en anläggning leder till relativt höga drifts-och underhållskostnader, medan ett antagande om kort livslängd förpassar en del av drifts- och underhållskostnaderna till reinvesterings- och förnyelsekostnader. Detta kan illustreras med vattenkraften. Vid ett

om 40 års livslängd på anläggningarna uppgår drifts- och antagande

underhållskostnaderna till ca 2 öre per kWh, medan ett antagande om 60 års livslängd innebär en höjning av dessa kostnader till ca 4 öre per kWh. Å andra sidan motsvaras denna förändring i drifts- och underhållskostnader på ca 2 öre per kWh nästan exakt av motsvarande

förändring i kapitalkostnaderna beroende på om investeringskost-

naderna slås ut på 40 eller 60 år.

Viss elproduktion från vattenkraft beskattas som nämnts sedan 1983. Skatten är beroende av åldern på anläggningen och varierar mellan 0 och 2 öre per producerad kWh. Aven elproduktion från kärnkraft

beskattas (0,2 öre/kWh).

Tabell 3.3 innehåller en uppdelning av de rörliga produktionskostnaderna i befintliga elproduktionsanläggningar.

Kraftvärme: Kol 54 23 8

Olja 74 23 9

Källa: Statens energiverk samt egna beräkningar.

Livslängd 60 år Inklusive avfallshantering

Värmekrediterat

#0-‘N3-JInkl bränslekreditering

Kostnaden för att bygga ny vattenkraft är nästan helt bestämd av de

naturliga förutsättningarna i form av vattentillgång, fallhöjder,

bergkvalitet etc, varför kostnadsintervallet är mycket stort. De flesta anläggningar som byggts under 1970- och 1980-talen har haft an-

läggningskostnader i 1990 års penningvärde överstigande 4 kr per kWh (se Vattenfalls anslagsframställningar). Omräknat till kapitalkostnad

per producerad kWh innebär detta vid 40 års livslängd och 6 procents real kalkylränta ca 27 öre per kWh och vid 60 års livslängd ca 25 öre per kWh. En utbyggnad av de fyra stora älvarna skulle dock innebära en lägre kostnadsnivâ sannolikt omkring 20 öre per kWh. Till detta ska då läggas drifts- och underhållskostnader på ca 4 öre per kWh varför billig ny vattenkraft torde ha en kostnadsnivå på ca 20 - 25 öre per kWh. Detta torde något överstiga den ungefärliga kostnadsnivån för ny kärnkraft. För övriga kraftslag sammanfattas i tabell 3.4 produktion-

skostnaderna, enligt statens energiverks bedömning, för nya elproduktionsanläggningar i 1989 års penningvärde.

74 Svensk elmarknad

Tabell 3.4 Produktionskostnader i 1989 års penningvärde för nya

elproduktionsanläggningar

Bränsle- Kapital- _ Bränsle _ . Dnft- och kostnads- kostnad _ Produktions- Kapital- . .. inkl kre- Summa MW underhåll kredite- ore/kWh _ _ __ slag kostnad __ _ ditenng ore/kWI ore/kWh ring __ for kW öre/kWh

Kraftvärme

Kondenskraft

Källa: Statens energiverk, 1990:5.

Skillnader i bränslekostnader, lokalisering m.m. gör att dessa kostnader ej är precisa utan varierar med plus-minus 10 procent.

3.2¶Elpriser

Priset på elenergi bestäms av samspelet mellan utbud och efterfrågan.

Eftersom kostnaderna i ett elsystem dels består av rörliga produktionsoch underhållskostnader dels av kapacitetskostnader i och

produktion

överföring består en eltariff av flera olika komponenter. Det som här

avses med prissättning enligt kortsiktig marginalkostnad är en tariff

som leder till ett optimalt utnyttjande av den existerande kapaciteten

i ett kraftsystem. Eftersom efterfrågan på elenergi varierar kraftigt

mellan olika tidsperioder varierar också den

kortsiktiga margi-

nalkostnaden.

På genomsnittlig årsbasis har den kortsiktiga marginalkostnaden,

liksom den genomsnittliga för utvecklats

elprisnivân högspänd elenergi, mycket gynnsamt jämfört med inflationsutvecklingen under senare år.

Detta har berott på den stora kapaciteten billig vattenkraft och kärnkraft i förhållande till efterfrågan. Jämfört med de övriga nordiska

Svensk elmarknad 75

länderna har dock haft

Norge betydligt lägre genomsnittliga marginalkostnader, medan Finland legat ungefär i paritet med Sverige

och Danmark över Dessa skillnader i

betydligt Sverige. kortsiktiga marginalkostnader återspeglas väl i irnport/exportstatistiken för elenergi.

3.2.1 Högspänd el

Det mesta av den fasta levererade högspända elen tariffer.

säljs enligt

Tarifferna avtalas för ett eller flera år framåt i tiden med klausuler om

prisjusteringar mot den allmänna prisutvecklingen, konsumentprisindex.

Det blir allt mer vanligt med avtal för leveranser av

ettåriga högspänd

el. De kraftföretag som oftast flerårskontrakt är Vattenfall

erbjuder

och Stockholm AB.

Energi

Tarifferna av högspänd el delas in i fast

avgift, abonnemangsavgift, högbelastningsavgift och energiavgift. De olika tariffelementen

reflekterar olika kostnader som varierar mellan olika konsumenter

varför prisutvecklingen el, på högspänd uppdelad på kraftföretag,

redovisas för s.k. typkunder.

Tabell 3.5 avseende Prisutvecklingen högspänd el för typkunder 1985-1990, exkl energiskatt, öre/kWh (nominellt)

Öre/kWh

Leverantör 1985 1986 1987 1988 1989 1990 Höjning % 1985-90

Vattenfall 17,1 17,7 17,7 18,1 19,2 21,1 23,4 Mellansverige

Sydkraft 17,7 18,6 18,9 19,5 20,6 22,5 27,1 AB

Gullspångs 17,6 18,3 18,6 19,2 20,6 22,1 25,6 Kraft

Båkab 15,5 16,0 16,0 16,4 18,2 20,0 29,0 Energi AB

Stockholm 17,1 18,0 18,6 19,7 20.8 22,1 29,2 Energi AB

Skellefteå 14,2 14,9 15,3 15,8 16,5 17,2 21,1 Kraft

Stora Kraft 17,0 17,6 17,6 18,0 19,9 21,8 28,2 Källa: SPK, R 1990:5.

76 Svensk elmarknad

För den som redovisas i tabellen Båkab Energi AB

typkund tillämpade

1985-1988 samma tariff som Vattenfall i mellersta Norrland. Av tabell 3.5 att Skellefteå Kraft och Båkab har haft de lägsta priserna

framgår

under hela medan Sydkraft, Stockholm Energi och Gullspång

perioden,

under hela haft de högsta priserna. Vi ser även att skillnaden

perioden

mellan och successivt har ökat från 3,5 öre/kWh

högsta lägsta pris

1985 till vid slutet av Den totala nominella

5,3 öre/kWh perioden.

prisökningen för angiven typkund varierar mellan 21,1 % hos Skellefteå Kraft och 29,2 % hos Stockholm Energi.

3.2.2 internprissättning

av inom företag eller koncerner är

Utformningen internprissättning delvis av marknadsförutsättningar och skattelagstiftning. betingad Skatte- och betingade dispositioner i internpriser är avkastningsmässigt

ofta en av att olika verksamheter bedrivs under olika villkor.

följd

Verksamheter kan vara mer eller mindre konkurrensutsatta. Inom

energiområdet kan det ofta också handla om olika organisationsformer,

krav och regelsystem för olika verksamheter (kommunala förvaltningar,

som samverkar under koncernliknande former. Koncerner

bolag etc)

med bedriver ofta annan huvudverksamhet. Frågan

energiverksamhet

om kan därför betraktas som underordnad det

internprissättning

utifrån kravet på väl fungerande marknader.

effektivitetssynpunkt givna

Ur är det framförallt två aspekter på

effektivitetssynpunkt

som är intressanta och som kan formuleras i två

internprissättning frågor:

1. I vilken utsträckning subventioneras industriverksamheten inom en

blandad koncern genom låga internpriser på elenergin?

2. I vilken utsträckning subventioneras en del av verksamheten inom ett energibolag med överskott från en annan del av verksamheten?

Svaret den första är av allt att döma: I mycket ringa

på frågan Det finns egentligen inget som tyder på att den elenergi, utsträckning.

som utnyttjas internt inom de koncerner som har egna krafttillgångar, skulle till ett pris under alternativkostnaden, dvs

internprissättas

marknadsvärde. Denna uppfattning har också bekräftats i

elenergins

diskussioner med ett antal av dessa företag. (Ofta utnyttjas Vattenfalls tariff som I samma riktning talar även den

internpris.)

som ägt rum när det gäller ägandet av de privata

strukturomvandling

Att internpriser subventionera en

krafttillgångarna. genom felaktiga

strider också mot kravet på företagsekonomisk rationalitet

rörelsegren

och kan inte i intresse. Det år endast om

ligga aktieägarnas

har råd att hålla med andra målsättningar än

företagsledningar sig

ekonomisk rationalitet som sådant beteende kan uppstå.

Då företagsledningar förverkligar sina egna målsättningar på bekostnad av ägarnas ett typiskt s k principal-agent problem. Sådana

föreligger

torde vara inom offentlig verksamhet, och då problem mycket vanliga i två led genom i varje fall om

politiskt styrda företagsledningar, skattebetalarna betraktas som ägarna. Det torde således inte höra till ovanligheten med s k korssubventionering inom kommunal energiverksamhet. Vinster från monopolverksamheten inom eldistributionen torde ofta för subventionering av egen elproduktion, fjärrvärme eller

utnyttjas

Denna typ av monopolistisk exploatering av energisparprojekt. elkonsumenterna har ofta kritiserats, och SPK har i skilda sammanhang och sedan lång tid tillbaka krävt sluten ekonomisk redovisning (ring

av olika kommunala verksamheter som skydd för konsumenfencing) terna. Dessa strävanden har ännu inte krönts med någon framgång, och, som diskuteras i avsnitt 4.1, föreslår nu stat-kommun-

ytterligare beredningen (SOU 1990:107) en ytterligare försämring av konsumentskyddet genom modifiering eller upphävande av den kommunala självkostnadsprincipen.

Slutsatsen är således att det är framförallt när monopolverksamhet i form av eldistribution bedrivs i samma företag som elproduktion och annan verksamhet som internprissättning utgör ett effektivitetsproblem.

3.2.3 Lågspänd el

Från 1980 till 1990 ökade el (SCB:s

januari priset på lågspänd

med 92 procent (exklusive skatt 86 procent), vilket är elprisindex) väsentligt mer än prisökningen på högspänd el som uppgick till 66 procent under perioden. I förhållande till den allmänna prisutvecklingen har dock i konsumentledet realt sett sjunkit något - med ca

elpriset 4 procent - under perioden.

I tabell 3.6 åskådliggörs elprisutvecklingen för tre kundtyper hos de företag som SPK studeratl. Typkunderna är desamma som i SCB:s mätningar, d v s kunder i lägenhet med en årsförbrukning på 2 000 kWh samt kunder i villa utan elvärme och i villa med elvärme. Årsförbrukningen för dessa villakunder uppgår till 5 000 respektive 25 000 kWh el.

SPK, Elmarknadsrapport 1989, Rapport 1990:5.

78 Svensk elmarknad

Tabell 3.6 Prisnivån för till inkl

lågspänningsleveranser typkunder

abonnemangsavgift, energiavgift och energiskatt januari 1985-januari 1990

Företag Örc/kWh

Typabonnent 1985 1986 1987 1988 1989 1990 Höjning 1985-90 %

Vattenfall Lägenhet 43,8 48,2 48,7 50,7 54,2 61,7 40,9 Villa utan 42,3 46,0 48,1 50,3 54,2 61,6 45,6 elvärme Villa med 33,6 36,3 36,9 38,3 41,6 48,2 43,4 elvärme

Sydhaft lägenhet 42,7 46,7 48,0 49,5 52,6 58,7 37,5 Villa utan 41,1 44,7 46,0 47,4 50,5 56,2 36,7 elvärme Villa med 33,2 36,2 37,3 38,4 41,3 46,2 39,2 elvärme

Gullspång lägenhet 49,4 51,7 53,7 55,7 60,7 67,2 36,0 Villa utan 46,2 48,2 50,0 51,6 55,2 61,4 32,9 elvärme Villa med 34,8 36,3 37,5 38,9 41,5 46,4 33,3 elvärme

Bikab lägenhet 42,2 45,0 46,7 48,2 52,2 59,2 40,3 Villa utan 41,2 43,6 46,1 47,5 51,4 58,4 41,7 elvärme Villa med 31,5 33,4 34,9 36,2 39,1 44,7 41,9 elvärme

Stockholm Lägenhet 37,7 40,5 42,9 44,8 46,8 52,1 38,2 Villa utan 35,8 37,9 40,1 41,9 43,8 48,7 36,0 elvärme Villa med 29,2 31,5 35,0 37,4 39,1 44,4 52,0 elvärme

Svensk elmarknad 79

forts tabell 3.6

Skellefteå Lägenhet 38,2 38,2 39,5 39,5 43,0 47,0 23,0 Villa utan 36,7 36,7 37,9 37,9 42,0 46,0

25,3 elvärme Villa med 27,5 27,5 28,9 28,9

31,6 36,4 32,4 elvärme

Stora Kraft Lägenhet 45,7 48,2 52,0 53,0 58,2 65,2 42,7 Villa ulan 44,2 46,4 48,0 50,0

54,8 65,2 40,7 elvärme Villa med 34,4 36,1 37,0 41,9 41,9 47,2

37,2 elvärme

Källa: SPK R1990:5

Av tabell 3.6 bl a

framgår följande:

- Vid i det närmaste

samtliga mättillfällen har Gullspång haft de

högsta och Skellefteå de lägsta priserna. Här bör dock observeras att energiskatten i Skellefteå Krafts distributionsområde under hela

perioden varit 1 öre lägre per kWh än i redovisade dis-

övriga

tributionsområden.

- De flesta

företagen har procentuellt räknat för hela perioden höjt

priserna något mer för kunder i elvärmd villa än för

övriga kundkategorier.

- Den totala

prisökningen för perioden ligger med några få undantag

inom intervallet 35-45 %. Enbart Skellefteå Kraft hamnar utanför

(under) dessa gränser för samtliga kundkategorier.

- i

Skillnaden, uttryckt öre/kWh, mellan högsta och lägsta elpris för

dessa företag var i januari 1990 20,2 öre för kunder i samt

lägenhet

för kunder i villa utan elvärme och i villa med elvärme

16,2

respektive 11,8 öre. Detta motsvarar en skillnad i årskostnad på ca

400, 800 respektive 3 000 kronor.

3.3 under 90-talet - en

Kraftbalansen bedömning

Under hösten har statens

energiverk genomfört revideringar av prog-

noser för elanvändning och under 90-talet.

elproduktion Utredningen

har tagit del av detta material, som kommer att i av

publiceras början

80 Svensk elmarknad

19912. Verket förutser en av den prima elanvändningen från

ökning

133,8 TWh 1989 till drygt 150 TWh år 2000, en ökning med 1,2 % per år fram till 1995 och därefter med 0,9 % per år. Det är framförallt

inom sektorn bostäder och service som bedöms svara

elanvändningen

för Industrins förväntas bli mycket måttlig fram till

ökningen. ökning

1995 % per år). Elproduktionen baserar sig i verkets prognos på

(0,3

samt ett mindre tillskott av kraftvärme, fast

befintliga anläggningar

och ny gaskondenskraft. Med 12 reaktorer i drift år 2000

import bedömer verket att elproduktionssystemet kan ha den sammansättning

som framgår av tabell 3.7.

Tabell 3.7 Elbalanser för 1989 och 2000.

1989 2000

Kraftslagl

Källa: Statens energiverk

1 Då vi har svårt att bedöma vindkraftsproduktionens storlek ingår

denna inte i beräkningarna.

1989 var ett ovanligt vattenrikt år.

Inklusive kondensproduktion i kraftvärmeanläggningar.

För dessa balanser har antagits en rörlig kostnad på 5 öre/ kWh för fast import. Detta medför att importen blir billigare än kärnkraft och därför utnyttjas helt. Med en mindre andel fasta kostnader och större andel rörliga kostnader minskar utnyttjandet av den fasta

importen.

Energiöversikt 1989 - 1995 - 2000, statens energiverk 1991

(publiceras under 1991).

Svensk elmarknad 81

Eftersom balanserna i tabellen avser år med normal nederbörd utnyttjas inte samtliga kraftslag fullt ut. I händelse av torrår måste dock produktionen i värmekraftverken öka medan den blir mindre under våtår.

simuleringar med kraftbalansmodellen resulterar också i ett tidsviktat

medelvärde för årets marginella produktionskostnader samt en energibristrisk, som är ett mått på leveransförmågan i elproduktions-

systemet.

Den överkapacitet som finns i systemet och som medför en väl

idag

tillgodosedd leveransförmåga kommer att minska i takt med att elanvändningen ökar. Därmed ökar också risken för Verket

energibrist.

har i sin prognos antagit att bristrisken successivt kommer att öka för

att omkring 1995 uppgå

till den nivå som anges i det leveranssäkerhetskriterium som tillämpas av den svenska kraftindustrin. Denna leveranssäkerhetsnivå är resultatet av en där

avvägning (antagna)

kostnader för energibrist hos konsumentkollektivet vägs mot kraftföretagens kostnader för reservkapacitet. Efter 1995 antar verket att

kapaciteten utökas (utbyggnad och/eller så att bristrisken inte import) ökar ytterligare.

Vid bedömning av efterfrågetillväxten har verket från ett utgått

råkraftpris (d v s som ökar från 17

pris på stamnätsnivån) öre/kWh

1989 till 27 öre/kWh år 2000, dvs en med 60 %. Denna

ökning knappt

ökning beror samt att bränslekost-

på elanvändningens utveckling på

naderna för producenterna antas öka. För

elproducerande kraftföretag

antar verket att 1989 priset på olja (E05 LS) ökar med ca 30 % mellan och 1995 och med ca 25 % mellan 1995 och 2000. Kolpriset ökar med ca 60 % mellan 1989 och 1995 och med ca 10 % mellan 1995 och 2000. I dessa prisökningar år medräknat en 30 svavel

svavelavgift på kr/kg

men däremot inte någon med

koldioxidavgift (i enlighet miljöav-

giftsutredningens förslag, hösten 1989).

Det råkraftpris som verket har från vid av

utgått bedömningarna elanvändningens utveckling är något lägre än marginalkostnaderna.

Verkets utgångspunkt har varit att sikt ökar till

råkraftpriset på längre

ett jämviktspris i nivå med eftersom

marginalkostnaderna i systemet

detta är en förutsättning för lönsamma

utbyggnader av ny produktion-

skapacitet i Sverige. Om detta är en realistisk eller inte

utgångspunkt

är svårt att veta, menar verket. Mot alltför låga elpriser talar behovet av att skapa jämvikt mellan och el. Ett för

tillgång efterfrågan på lågt

pris kan leda till överkonsumtion och för låg leveranssäkerhet. Å andra sidan uppstår kostnaderna för brist hos konsumenterna och det kan därför kanske finnas en risk att leverantörerna i sina

investeringsplaner

inte beaktar leveranssäkerheten i Hur en ökad

tillräckligt hög grad.

integrering av elmarknaderna inom Norden, men också inom

Europa,

82 Svensk elmarknad

kan komma att påverka elprisnivån i Sverige är också svårt att bedöma,

avslutar energiverket.

Min av elmarknadens utveckling diskuteras i

egen bedömning

avsnitt 4.3.

3.4¶Den svenska kraftindustrin

3.4.1 Fiiretagsstruktur

Landets ägs till dominerande del av drygt tiotalet

krafttillgångar företag. Av tabell 3.8 framgår hur ägandet av olika produktionsanlägg-

ningar är fördelat mellan företagen.

Svensk elmarknad 83 Tabell 3.8 Företagens ägande av olika produktionsanläggningar, MW

Vattenkraft Vännekraft Varav käm- Totalt

kraft

företag

Totalt, privata och 7203 7242 4128 14445

kommunala med-

lemsföretag

Vattenfall 8983 8000 5600 16983

Totalt 16186 15242 9728 31428

Källa: Kraftverksföreningens register samt Vattenfalls treårsplan 1990-

1992. Av tabell 3.8 framgår att de privata och kommunala företagen tillsammans svarar för något mindre än hälften av den totala produktionskapaciteten och Vattenfall för något mer än hälften.

84 Svensk elmarknad

Bland de privata företagen finns en tendens till förändringar av ägandestrukturen. Några företag har samlat sina kraftanläggningar i nya bolag.

Därefter har krafttillgångarna värderats upp, från i många fall mycket låga bokförda värden, varefter större delen av aktierna sålts till försäk-

ringsbolag och pensionsfonder, medan kraftföretaget behållit kontrollen

av företagets röstetal. Detta kan liknas vid en typ av arrendeavtal i form av ett sale-and-lease-back-avtal i kombination med återköpsrätt.

Säljarna är stora industriföretag med behov av nytt investeringskapital.

En av de senaste affärerna är SCA med sin utförsäljning av delar av Båkab Energi AB till AP-fondernaa. Företagen byter sin vattenkraft mot nytt kapital och erhåller då detta till lägre kostnad än vid

alternativa ñnansieringsformer. Kraften som produceras säljs tillbaka

till de gamla ägarna. Genom att äga röststarka aktier har dessa kvar

kontrollen över kraftproduktionen.

Köparna eftersträvar inte kontroll över produktionen utan söker säker och långsiktig kapitalavkastning. Till sådan räknas de svenska vatten-

krafttillgångarna. Samtliga partnerbolag avser också vattenkraft-

tillgångar.

I energitermer omfattar denna typ av affärer ca 10 TWh i årsproduktion, d v s ca 30 % av den privat- eller kommunägda vattenkrafts-

produktionen.

I avtalen finns reglerat hur ersättningen, en typ av självkostnad, ska

beräknas då industribolaget köper tillbaka all kraft (oavsett om-

fattningen av produktionen). I denna ersättning ska ingå

- kostnader och kostnader för underhåll och

Operativa upprustning

- Alla skatter och

avgifter

- Ett avsett att täcka räntor och

belopp utdelningar.

Summan av kostnaderna motsvarar initialt ungefärligen det värde som kraften har om den skulle köpas till Vattenfalls tariff. Över tiden beräknas leveranskostnaderna falla i reala termer medan marknadspriserna bedöms stiga de närmaste 20 åren. Alla löpande prisrisker, skatterisker samt risker vad gäller den fysiska produktionen ligger alltså

på säljaren.

I avtalen finns även klausuler om rätt till återköp under en specificerad framtida tidsperiod. I optionsavtal finns reglerat villkoren för dessa återköp. Kombinationen av leveransavtal och optionsavtal innebär att

SCA har sålt hälften av sina krafttillgångar i Båkab, 2069

GWh, för 5 miljarder kronor (vilket betyder ett försäljningspris på

2,41 kr/kWh).

Svensk elmarknad 85

optionspriset i reala termer faller signifikant jämfört med dagens värde

på kraftverken. Samtidigt räknar man med en kraftig real ökning av marknadsvärdet på kraftverk. Därmed blir sannolikheten hög för att

optionen kommer att utnyttjas.

För förvaltningen av den statsägda vattenkraften gäller reglerna för

affärsverk generellt och för Vattenfalls agerande speciellt. Villkoren för avyttring av fast egendom som tillhör affärsverket Vattenfall regleras

i förordningen (1971:727) om försäljning av staten tillhörig fast egen-

dom. Av denna förordning framgår bl a att regeringen utan värde-

mässig begränsning och utan riksdagens samtycke beslutar i varje

enskilt fall om försäljning av_ Vattenfall tillhörig mark till kommun för

samhällsbyggnadsändamål. Aven i vissa andra fall beslutar regeringen utan riksdagens samtycke om försäljning av Vattenfall tillhörig

egendom, om taxeringsvärdet eller, där sådant värde inte är åsatt, det vid särskild värdering utrönta saluvärdet inte överstiger 5 miljoner kr. Vattenfall får självt besluta om försäljning av Vattenfall tillhörig

egendom när taxerings- och saluvärdet inte överstiger 1 miljon kr. Vid avyttring minskas verkets statskapital med tillgångens bokförda värde

och motsvarande belopp skall inlevereras till staten.

Då avyttring av fast egendom sker från något av Vattenfalls bolag krävs

normalt inget godkännande av vare sig regering eller riksdag. I vissa fall är dock ägandet förknippat med villkor i bolagsordning och/eller

konsortialavtal, vilka har av och ibland

godkänts regeringen riksdagen.

I dessa fall kan ett godkännande vara nödvändigt för att en avyttring ska kunna ske.

Vattenfall har inte inkommit med någon begäran om försäljning av vattenkraft. Däremot har Vattenfall uppträtt som köpare av vattenkraft,

något som även det kräver regeringens medgivande.

Eftersom Vattenfall svarar för en stor del av produktionskapaciteten i vattenkraft representerar dessa tillgångar en betydande förmögenhetsmassa. Detta har även uppmärksammats under senare år. I samband

med propositionen om höjt avkastningskrav på Vattenfall skrevs de

bokförda värdena på Vattenfalls fallrätter upp från 240 miljoner till 6 miljarder. Detta för att erhålla en nominell avkastning motsvarande 12 % efter schablonskatt. Detta skulle i sin tur motsvara en real avkastning på 3,4 % för år 1991.

Bakom det höjda avkastningskravet för Vattenfall låg jämförelser av

den reala lönsamheten i olika typer av kraftförctag. Därvid genomfördes en substansvärdering av hela kraftindustrin baserad de normer

på

som fastställdes av riksskatteverket i samråd med kraftindustrin inför

1988 års fastighetstaxering (se kapitel 6).

86 Svensk elmarknad

I följande avsnitt ges en kort presentation av de största kraftföretagen

i Sverige och dessas tillgångar i vattenkraft. Dessa är: Statens Vattenfallsverk, Sydkraft AB, Stockholm Energi AB, Stora Kraft, Båkab Energi AB, Gullspångs Kraft AB, Krångede AB, Uddeholm Kraft AB, Graningeverkens AB samt Skellefteå Kraft.

Av företagen är Vattenfall den största elproducenten och står för ca hälften av landets totala elproduktion. De övriga företagen svarar tillsammans för ca 40 procent av den totala elproduktionen. Det är alltså endast en liten del av den totala elproduktionen som faller utanför denna redovisning.

Produktionen av el etc för 1988 anges inom parentes. Siffrorna för

elproduktionen är inte temperaturkorrigerade, vilket bör beaktas vid

jämförelser mellan åren. Uppgifterna är inhämtade genom en enkät till

företagen.

I genomgången av företagen presenteras speciellt företagens vatten-

krafttillgångar. Från de delägda kraftstationerna är det endast

företagets del av effekt och produktion som ingår.

Vattenfall

Vattenfall svarar för ca hälften av landets elproduktion. Elenergin står för över 90 procent av intäkterna.

Vattenfallkoncernen hade under 1989 i årsmedeltal 10 390 (10 700) anställda och förfogade över en total installerad effekt på 14 673 MW.

Den egna och delägda elproduktionen uppgick 1989 till 72 700 (72 800)

GWh.

Egen produktion av vattenkraft uppgick till 38 300 (35 100) GWh, kärnkraft 34 300 (37 500) GWh och fossilkraft 100 (200) GWh. Affärsverket importerade 7 700 GWh och köpte 1 500 GWh inom landet. Till

minoritetsdelägare i produktionsanläggningar levererades 5 900 GWh.

Den totala elkraftomsättningen under 1989 blev därmed 87 800

(84 500) GWh.

I tabell 3.9 redovisas Vattenfalls totala antal vattenkraftstationer fördelade på olika vattendrag. Det bör här påpekas att Vattenfall äger alla kraftstationer i Luleålven.

Svensk elmarknad 87 Tabell 3.9 Vattenfalls ägande av vattenkraft

Antal helägda Installerad effekt Kraftproduktion

stationer

Totalt 54 8472 361651

Ej normalårsproduktion. Produktionen avser 1989.

Sydkraft AB

Sydkrafts koncern består av ett femtiotal hel- eller delägda företag. I koncernen finns i dag företag inom områdena naturgas, gasol, fasta bränslen, kemi och data. Sydkrafts primära verksamhetsområde är

södra Sverige, men företaget har produktionsanläggningar från Maglarp

i söder till Umeälven i norr.

har en installerad effekt på ca 4 490 MW. Av detta är 2 202

Företaget

MW kärnkraft, 1 001 MW vattenkraft och 1 287 MW övrig kraft. Sydkraft producerade under 1989 totalt 23 444 (23 732) GWh. Av detta var 6 796 (7 202) GWh vattenkraft, 16 545 (16 296) GWh kärnkraft och 103 GWh var olje- och kolkraft. Sydkraft köpte under samma år

(234)

kraft motsvarande 3 851 (3 322) GWh.

1989 var medeltalet anställda i koncernen 2 956 (2 886).

88 Svensk elmarknad I tabell 3.10 redovisas samtliga Sydkrafts större vattenkraftstationer

fördelade på vattendrag.

Tabell 3.10 Sydkraft AB:s ägande av vattenkraft

Antal helägda Antal delägda Installerad effekt Kraftproduk-

Stockholm Energi AB

Stockholm Energi består av Stockholm Produktion AB, samt

Energi

den kommunala förvaltningen Stockholm Energi Distribution. Verksamheten består av tre områden; och distribution av

produktion

el, fjärrvärme och gas. Företaget har hel- och delägd vattenkraft samt äger delar i Forsmark och Oskarshamns kärnkraftverk. Stockholm

Energi äger också stora kol- och oljeeldade kraftvärmeanläggningar.

Från och med 1 januari 1990 drivs hela energiverksamheten i aktiebolagsform, Stockholm Energi AB, som ägs av Stockholm Stad. Antalet anställda var 1989 2 206 personer.

Stockholm Energis totala effekttillgång 1989 var 1 988 MW. Totalt producerade Stockholm Energi 7 984 (8 020) GWh el under 1989. I hel- och delägda Vattenkraftverk producerades ca 3 224 (2 836) GWh. Deras del i kärnkraftverken var 4 475 (4 709) GWh. I kraftvärmean-

läggningarna producerades 285 (475) GWh el. Användningen av olja

och kol för fjärrvärme var låg under 1989. el för

Bolaget utnyttjade fjärrvärmeproduktion. Stockholm Energi producerade 4 498 (4 801)

GWh värme.

Svensk elmarknad 89 I tabell 3.11 framgår Stockholms totala i vattenkraft.

Energi tillgång

Tabell 3.11 Stockholm Energi AB:s ägande av vattenkraft

Antal helägda Antal delägda Installerad Kraftproduktion

1 Kraftstationerna ägs till 95 och 98 %. 2 Del av vattenkraft från AB.

Krångede

Stora Kraft

Stora Kraft är ett helägt dotterbolag till Stora

Kopparbergs Bergslags

AB, STORA. Stora Kraft äger majoriteten av rösterna i

Kopparkraft

och ingår därför som ett dotterbolag i Stora Kraft-koncernen.

Leveranser av fast kraft sker huvudsakligen till elverk och större industrier i Kopparbergs- och län.

Gävleborgs

Stora Kraft producerar årligen 3 800 GWh i egna och vatten-

delägda

kraftverk. Företaget har också andelar i kärnkraftverk och andra värmekraftverk med en årlig produktion om 2 000 GWh 100

respektive

GWh.

Stora Krafts kraftomsättning under 1989 var 7 470 GWh. Av

(7 947) denna produktion var

3 642 (4 541) GWh 2 184 GWh 334

vattenkraft, (2 353) kärnkraft,

(372) GWh övrig värmekraft och 1 310 GWh av

(681) köp tillfällig

kraft.

Medeltalet anställda under 1989 var 297

(302).

I tabell 3.12 redovisas Stora Krafts totala antal större vattenkrafts- _ tationer fördelade på olika

vattendrag.

90 Svensk elmarknad Tabell 3.12 Stora Krafts ägande av vattenkraft

Båkab Energi AB

Båkab Energi AB är ett helägt dotterbolag till SCA. I Båkabkoncernen

Korsselbränna Aktiebolag, som ägs till 83,8 procent. Härutöver

ingår ingår Hammarforsens Kraftaktiebolag, Stänga Elproduktion AB,

Klubbfors och Nederede Kraftaktiebolag. Vissa

Kraftakticbolag

anläggningar för produktion av elkraft ägs tillsammans med andra

företag genom gemensamt ägda bolag.

Båkab är den dominerande kraftleverantören i södra och mellersta Norrland med kunder från Hälsingland i söder till Västerbotten i norr.

Sundsvallsregionen är företagets huvudområde för försäljningen av el.

Båkab förfogar över elproduktionsresurser med en sammanlagd effekt

på 1 091 MW. Av denna effekt härrör 903 MW från vattenkraft, 110 MW från kärnkraft och 78 MW från fossilkraft. Båkabs energiproduktion på basis av vattenkraft under normalår är 4 004 GWh.

Båkabkoncernens kraftomsättning under 1989 var 6 467 (6 192) GWh. Av detta var 4 899 (4 144) GWh vattenkraft, 750 (739) GWh kärnkraft,

237 GWh mottryckskraft hos kunder. Kraftinköpen uppgick till (237)

581 (1 072) GWh.

Båkab hade 335 (344) medelårsanställda under 1989.

I tabell 3.13 redovisas Båkabs totala antal hel- och delägda vatten-

kraftstationer fördelade på respektive vattendrag.

Svensk elmarknad 91 Tabell 3.13 Båkab Energi AB:s ägande av vattenkraft

Antal helägda Antal delägda Installerad effekt Kraftproduktion

Gullspångs Kraft AB

Gullspångs Kraft ägs till 48 % av Lidköpings kommun. Det har sitt huvudkontor i Örebro. Företaget hade 301 (298) personer anställda 1989. Verksamheten utgörs i huvudsak av och distribution

produktion

av el. Bolaget äger Alvkraft i Värmland AB. har en liten del

Företaget

helägd vattenkraft medan man äger delar i Gusele AB, Blåsjöns Kraft AB, Korsselbränna AB, Krångede AB samt delar i kärnkraftverken Forsmark 1-3, Oskarshamn 1-3, och i de fossileldade kraftvärmeverken

i Karlshamn 1-3, Aros 3-4 och Karskär 3-4.

Gullspångs totala effekttillgång är 980 MW. Den totala egna elproduk-

tionen var 1989 4 253 GWh. Produktionen av vattenkraft blev 2 243 (2 365) GWh, kärnkraft 1 988 (2 059) GWh och fossilkraft 23

(51)

GWh. Inköpen uppgick till 1 391 GWh och den totala elkraftomsättningen under året blev 5 644 GWh.

I tabell 3.14 redovisas vattenkraftstationer

samtliga Gullspångs

fördelade på olika vattendrag.

92 Svensk elmarknad Tabell 3.14 Gullspång Kraft AB:s ägande av vattenkraft

Antal helägda Antal delägda Installerad effekt Kraftproduk-

Krångede AB

Krångede är ett bolag som ägs av Sydkraft (43,77 %), Stockholm Energi (31,86 %), Korsnäs (15,47 %) samt Gullspångs Kraft (8,90 %).

Företaget äger drygt 50 % av sex större vattenkraftstationer med en

total årsproduktion på drygt 4 TWh.

Uddeholm Kraft AB

Uddeholm Kraft AB är ett helägt dotterbolag till AGA AB. Uddeholm Kraft producerar och distribuerar elenergi. hade 1989 553

Företaget (561) anställda. Utöver egna krafttillgângar har företaget genom

leveransavtal tillgång till vattenkraft ägd av Alvkraft i Värmland AB, Vänerenergi och Västkraft AB. Företaget samarbetar med Karlstads

kommun (Energiverken) i frågor som gäller anskaffning av kraft. Detta

sker genom det delägda dotterföretaget Vårmlandskraft AB som administreras av Uddeholm Kraft AB. Samarbete sker, förutom med

dotterbolaget Värmlandskraft-OKG-delägarna AB, även med Värm-

landskraft- Forsmarksdelägarna AB. Båda dessa bolag administreras av Uddeholm Kraft.

Koncernen har tillgång till en total installerad effekt av 657 MW. Den totala elproduktionen var 3 820 (4 487) GWh under 1989 varav vattenkraften stod för 1 900 (2 421) GWh. Företagets del i kärnkraft var 1 920 (2 066) GWh. köpte 1 764 (1 182) GWh el. Under 1989

Företaget uppgick således den totala kraftomsättningen till 5 584 (5 669) GWh.

I tabell 3.15 redovisas Uddeholms totala tillgång i vattenkraft.

Svensk elmarknad 93 Tabell 3.15 Uddeholm Kraft AB:s ägande av vattenkraft

Antal helägda Antal delägda Installerad Kraftproduktion

Graningeverken AB

Graningeverken är ett kraft- och skogsföretag med produktions-

resurserna koncentrerade till Ångermanälvens dalgång och området strax norr därom. Kraftverksamheten omfattar produktion och distribution av elektrisk kraft. Huvuddelen av kraftproduktionen sker i egna, delägda samt arrenderade vattenkraftstationer. En liten del av

produktionen sker i industriella mottrycksanläggningar.

Graningeverkens helägda och delägda anläggningar har tillsammans en

installerad effekt på 450 MW motsvarande en medelårsproduktion på 2 200 GWh. Inom bolaget omsattes totalt 3 095 (3 031) GWh under 1989. Produktionen uppgick till 2 735 (2 701) GWh, varav vattenkraftverken svarade för 2 706 (2 669) GWh, värmekraft svarade för 29 (32) GWh och inköpen av kraft 1989 var 360 (330) GWh.

I Sverige hade koncernen 998 medeltalet anställda 1989.

(1 005)

I tabell 3.16 redovisas Graningeverkens totala tillgångar i vattenkraftstationer fördelade på olika vattendrag.

Tabell 3.16 Graningeverken AB:s ägande av vattenkraft

Antal hclägda Antal delägda Installerad Kraftproduktion

94 Svensk elmarknad

Skellefteå Kraft

Skellefteå Kraft-koncernen består av två delar, Skellefteå kraftverk

(kommunal förvaltning) och Skellefteå Kraft AB (av kommunen helägt

aktiebolag) med ett antal dotterföretag. Koncernens verksamhet består av fyra delar. Dessa är kraftproduktion, eldistribution, fjärrvärme och

fastighetsrörelse. Koncernen hade 359 anställda under redovisningsåret.

Skellefteå krafts totala installerade effekt uppgick till 426 MW 1989.

Samma år uppgick kraftproduktionen i helägda Vattenkraftverk genom

Skellefteå kraftverk till 1 114 (1 269,7) GWh och i delägda till 336,6

(331,5) GWh. Vattenkraftsproduktionen iSkellefteå kraftaktiebolag var

455 (532) GWh och andel i Forsmark gav 384 (411) GWh. Koncernen

producerade totalt 2 290 (2 544) GWh el 1989. Bolagen köpte

761,6 GWh och den totala energiomsättningen var därmed 3 051 (3 320) GWh 1989.

I tabell 3.17 redovisas samtliga Skellefteå Krafts vattenkraftstationer.

Tabell 3.17 Skellefteå Krafts ägande av vattenkraft

Antal helägda Antal dclägda Installerad effekt Kraftproduk-

I tabell 3.18 finns en sammanställning av den totala kraftomsättningen för de olika företagen åren 1987-1989.

Svensk elmarknad 95 Tabell 3.18 Kraftomsättning i GWh 1987-1989

Av tabell 3.18 framgår att Vattenfall ökade sin andel av kraftomsättningen från 1988 till 1989.

I tabell 3.19 sammanfattas de olika kraftföretagcns elproduktion på

olika kraftslag för 1989 (GWh).

96 Svensk elmarknad Tabell 3.19 Kraftföretagens elproduktion fördelad på kraftslag 1989 (GWh)

elproduktion 1989 om 136,5 TWh. Den totala elproduktionen i Sverige 1989 uppgick till 139,5 TWh. Detta innebär att de ovan före-

angivna tagen svarade för över 90 procent av den totala

elproduktionen.

I tabell 3.20 visas en procentuell fördelning av

elproduktionen på kraftslag för de redovisade kraftföretagen.

Svensk elmarknad 97 Tabell 3.20 Kraftfiiretagens produktion, procentuell fördelning på

kraftslag 1989

ägandestrukturen senare år delvis förändrats då en del av industrins

vattenkrafttillgångar överförts till s k partnerbolag, där försäkringsbolag och

pensionsfonder är stora ägare. Kraftverksföreningen har för utredningens del fram

tagit aktuella uppgiftegangående vilka av ägare som står bakom de

typer större företagen. Agare till de tio största elproducenterna fir‘:

Notera att Krångede ägs av Sydkraft, Stockholm

Energi, Korsnäs och Gullspångs Kraft.

98 Svensk elmarknad Tabell 3.21 Ägande av krafifiiretagen, olika kategorier

Företag Ägarkategori Ägandei procent

Vattenfall Staten 100

Kommuner 43

Sydkraft

Stora Kraft 42 % + Försäkringsbolag

Båkab Energi AB 57 % Försäkringsbolag + Nikab 43 % + pensionsfonder 9,4 AP-fonder + löntagarfondcr 42,6 Övriga 48,0 Gullspångs Kraft AB Kommuner 23,6 AP-fonder 11,6 Försäkringsbolag + pensionsfonder 18,0 Övriga 46,8

Uddeholm Kraft AB 58 % AP-fonder 4,8 + Alvkraft 42 % Försäkringsbolag + pensionsfonder 37,8 Övriga 57,4

Graningeverkens AB Försäkringsbolag + pensionsfonder 7,0 Övriga 93,0 Skellefteå Kraft Kommunen 100

Källa: Kraftverksföreningen

Svensk elmarknad 99

Fördelningen blir med nödvändighet ungefärlig p g a att företagens

uppgifter endast avser de största ägarna och inte redovisas på samma sätt. Hänsyn har tagits till korsägande när industrier har bildat

partnerbolag men inte i övriga fall.

Resten av landets elproduktion är av kommuner, t ex

ägd Östersund,

Umeå, Västerås, Norrköping samt företag och enskilda. Med god

approximation torde därför följande ägarbild gälla för landets totala

produktion:

Tabell 3.22 Elproduktionens ägandestruktur

Stat ca 50 %

Kommun ca 20 %

AP-fonder, löntagarfonder ca 10 % försäkringsbolag och pensionsfonder

Enskilda ca 20 %

3.4.2 Ekonomiska förhållanden

I föregående avsnitt och inom

belystes företags- ägarstrukturen kraftproduktionen. Därvid framgick bl a att ägandet i betydande

utsträckning är koncentrerat till stat och kommun. är

Uppskattningsvis

ca 70 % av kraftproduktionen i statlig eller kommunal

ägo. Detta förhållande innebär i förlängningen särskilda ekonomiska betingelser för delar av - vad krav

betydande kraftförsörjningen exempelvis gäller på Verksamhetsinriktning, incitamentsstruktur samt ekonomisk styrning mer generellt.

Vidare diskuterades i kapitel 2, i samband med utredningen Skatt

på energi (SOU 1982:1647), mer allmänt svårigheter att på ett till-

fredsställande sätt jämföra företag och branscher med avseende

på

lönsamhet m m. Där noterades bl a att det föreligger stora möjligheter för företag att bestämma årsresultatet via olika slag av bokslutsdis-

positioner och att principerna för periodisering av kapitalkostnader

spelar stor roll. Korsägande och med starka

marknadssegmentering

kopplingar mellan producenter och distributörer är faktorer

ytterligare

som fördunklar bilden av de ekonomiska villkoren elmarknaden och

på

i kraftproduktionen. I skall vidare att

sammanhanget uppmärksammas

också kraftföretag i många fall bedriver olika typer av verksamhet.

Graningeverken är ett kraft- och skogsföretag, Sydkraft är engagerat

inom flera verksamhetsområden osv. Till följd av dessa förhållanden

100 Svensk elmarknad

det oftast inte att särskilja lönsamheten i elproduktionen från

går

annan verksamhet.

Ett huvudsyfte med detta avsnitt är att belysa de ekonomiska villkoren för de större kraftföretagen. I perspektivet av ovanstående diskussion

måste emellertid kraftigt understrykas att enskilda nyckeltal på företagsnivå, av det slag som anges nedan, inte är entydigt representati-

va som mått lönsamhet eller effektivitet i kraftproduktionen. De

på

enskilda har därför närmast karaktären av penseldrag i

nyckeltalen

strävan förhållandena i kraftpro-

att ge en bild av de ekonomiska duktionen.

Ekonomiska jämförelsetal

Statens energiverk har på uppdrag av utredningen utifrån årsredovisningar beräknat ett antal mått som skall åskådliggöra ekonomiska förhållanden i ett antal företag inom kraftindustrin. De företag som granskats är Vattenfall, Skellefteå Kraft AB, Gullspång Kraft AB, Uddeholm Kraft AB, Stockholm Energi AB, Sydkraft AB, Krångede AB och Båkab Energi AB. Redovisningen nedan för åren 1988 och

1989 är baserad på koncernredovisningar och utgörs av följande

nyckeltal:

- totalt

avkastning på kapital

-

avkastning på eget kapital

-

skuldsättningsgrad

- soliditet - nettoresultat - och

omsättning per anställd - elleverans

elproduktion respektive per anställd.

Statens pris- och konkurrensverk (SPK) har i uppdrag av regeringen att med särskild uppmärksamhet följa pris- och konkurrensförhållandena på elenergiområdet. SPK:s senaste rapport var Elmarknaden 1988-89. Pris- och konkurrensförhållanden (R 1990:5). Statens energiverk har

angivit att jämförelser av verkets beräkningar gjorts med redovisade

uppgifter i SPK:s rapport. För mer detaljerad information om olika företag hänvisas till denna studie. Statens energiverk noterar vidare att

det mest ändamålsenliga för att kunna analysera företagens hela

verksamhet vore att de ekonomiska uppgifterna även innefattade s k

intressebolag, d v s foretag som normalt inte fullständigt ingår i redovisningen för den juridiska koncernen. I årsredovisningen ingår

endast där har ett bestämmande inflytande, i

företag moderföretaget

princip mer än 50 % av röstvärdet för aktierna. Delägda företag,

såsom Krångede AB, inbegrips i stor vanligen kraftproduktionsbolag utsträckning inte i för företagsjämförelse. J ämförelserna blir underlaget

i detta avseende därför inte rättvisa.

Svensk elmarknad 101

Därtill anges att i den utsträckning företagen bedriver annan verksamhet än elproduktion, ingår även denna verksamhet i redovisade värden.

Avkastning på totalt kapital

Avkastning på totalt kapital redovisad i tabell

enligt balansräkning,

3.23, definieras som rörelseresultat efter finansiella

avskrivningar plus

intäkter i förhållande till totalt Med detta mått redovisar man

kapital.

i förenklad form avkastningen hela rörelsen. SCB:s statistik för

på

industriföretag med mer än 50 anställda 1988-1989, visar att räntabiliteten på totalt kapital under 1988 i genomsnitt till 8,5 % och

uppgick

under 1989 till 7,8 %.

Tabell 3.23 Nominell avkastning på totalt kapital i %

1988 1989 Förändring

angivits, fall andra stora verksamhetsgrenar.

Alla företag utom Stockholm och Skellefteå Kraft ökade sin

Energi lönsamhet 1989, jämfört med 1988, mätt som totalt

avkastning på kapkal

Om vi ser till nivån på avkastningen på totalt

kapital, ligger företagen på mellan 5,3 och 15,5 procent. Båkab har den och

högsta avkastningen Stora Kraft den lägsta. Vattenfalls avkastningsnivâ ligger i mitten av de tio företagens.

102 Svensk elmarknad

Avkastning på eget kapital

eget kapital, redovisad i tabell 3.24, representeras här av

Avkastning på

rörelseresultat efter finansiella kostnader och intäkter med avdrag för 50 % schablonskatt i relation till eget kapital och 50 % av de obeskattade reserverna vid årets in- och utgång. Enligt SCB:s statistik för

industriföretagen uppgick den genomsnittliga avkastningen på eget

kapital under 1988 till 17,7 % och under 1989 till 12,9 %.

Tabell 3.24 Nominell avkastning på eget kapital i %

Av tabell 3.24 framgår att Skellefteå Kraft, Stockholm Energi samt

har minskat sin avkastning på eget kapital under 1989 Krångede jämfört med 1988. Regeringens förräntningskrav på Vattenfall, mätt på justerat eget kapital efter skatt, är 8 % för 1989. Detta uppnåddes således inte enligt beräkningarna, enligt vilka avkastningen uppgick till 7,6 %. Enligt SPK:s beräkningar uppgick räntabiliteten till 6,9 % när hänsyn tagits till minoritetsintressen.

Räntabiliteten för Gullspång har 1989 hamnat på en nivå som får anses mycket god i jämförelse med de andra företagen. Båkab och Sydkraft ligger även bra till här och har en hög avkastning på eget kapital. Placeringsmässigt ligger Vattenfall på en femteplats. Krångede minskade sin avkastning betydligt 1989, då företagets räntabilitet på

kapital blev negativ. En grupp av företag har en ganska låg aveget kastningsnivå.

Svensk elmarknad 103 Skuldsättnitzgsgrad

Skuldsättningsgraden, redovisad i tabell 3.25, återspeglar hur mycket som företaget extern- respektive självfinansierar av sina investeringar. Här jämförs totala skulder med företagets totala tillgångar.

Tabell 3.25 Skuldsättningsgrad i %

1988 1989 Förändringar

Båkab ökade sin skuldsättning betydligt 1989 jämfört med 1988, men har ändock en förhållandevis låg skuldsättningsgrad. Stockholm Energi har satt upp som mål en självfinansieringsgrad på 30 %, vilket har uppnåtts. Skellefteå Kraft har under perioden bl a investerat i

fastighetsrörelsen Expolaris center med ca 170 Mkr.

Soliditet

Soliditet är ett uttryck för ett företags långsiktiga betalningsförmåga.

Måttet, definierat som eget kapital i förhållande till tillgångarna, redovisas i tabell 3.26. Enligt SCB:s statistik för industriföretag med mer än 50 anställda uppgick soliditeten, definierad som ovan, under 1988 i genomsnitt till 32,3 % och 1989 till 31,0 %.

104 Svensk elmarknad Tabell 3.26 Soliditet i %

1988 1989 Förändringar

Soliditeten varierar mellan företag i olika branscher och företag av olika storlek. Uddeholm ligger högst med en soliditet över 60 %.

Nettoresultat

Nettoresultatet, redovisat i tabell 3.27, definieras som rörelsens resultat efter finansiella kostnader och intäkter i förhållande till omsättningen. Jämförelser bör göras med försiktighet då t ex räntekostnader hanteras

olika av företagen.

Svensk elmarknad 105 Tabell 3.27 Nettoresultat i %

1988 1989 Förändringar

Energi

Krångede minskade dock sina nettoresultat. Notera här att

Krångede

ägs av andra kraftföretag vilket bl a påverkar redovisade

vinstmargina-

ler. De största ökningarna mätt i

procentenheter uppkom hos Båkab,

Vattenfall och Gullspång.

1989 redovisar Båkab det nettoresultatet med en skillnad 20

högsta på procentenheter till Graningeverken, som har det näst värdet. högsta

Vattenfall ligger i mitten av de jämförda

företagen.

Omsättning per anställd

I tabell 3.28 redovisas de olika i förhållande till

företagens omsättning

antalet anställda.

106 Svensk elmarknad Tabell 3.28 Omsättning per anställd, mkr

1988 1989 Förändring

Samtliga företag utom Stockholm Energi och Krångede ökade sin omsättning per anställd 1989 jämfört med 1988. Vad gäller Krångede

minskade värmeleveranserna och därmed minskade intäkterna av värmeförsäljningen under 1989. Dessutom minskade intäkterna av

elförsäljningen, samtidigt som företaget emellertid ökade både sin

elproduktion och sina elleveranser.

Elproduktion respektive elleverans per anställd

Ovan har de ekonomiska förhållandena i kraftföretagen belysts utifrån deras årsredovisningar. Av intresse i detta sammanhang är emellertid också att söka klargöra lönsamheten i vattenkraftbaserad och annan

elproduktion hos företagen. Via årsredovisningarna förmedlas

emellertid inte någon sådan bild. En orsak till detta är att företagens

verksamhet inte är avgränsad till enbart vattenkraftsproduktion eller ens kraftproduktion.

Företagens verksamhetsområden beskrevs tidigare i kapitlet. Där

framgick t ex att Graningeverken AB är ett kraft- och skogsföretag, att

Sydkraft AB består av ett femtiotal hel- eller delägda företag inom områdena el, naturgas, gasol, fasta bränslen, kemi och data osv.

Mot denna bakgrund är det naturligtvis svårt att söka mäta lönsamheten i kraftproduktionen hos de olika företagen, om man inte har

till ekonomisk information klart uppdelad på verksamhets-

tillgång

Svensk elmarknad 107

grenar. Utredningen sökte genom en enkät bl a få belyst kostnadsför-

hällandena i vattenkraftproduktionen och annan elproduktion på företagsnivå. Företagen har emellertid ingen skyldighet att tillhandahål-

la dylika uppgifter, och de uppgifter som framkom blev sammantaget

för otillräckliga i det här sammanhanget.

Att söka belysa produktivitetsförhållandena i kraftproduktionen inom

branschen på basis av uppgifter om elproduktion och antalet anställda i företagen är mot denna bakgrund inte bara vanskligt utan också i vissa fall direkt missvisande. Dock kan det vara av intresse att notera den spridning som föreligger, eftersom sådana här nyckeltal ofta redovisas. När vi därför här ändå valt att redovisa uppgifterna om elproduktion respektive elleverans per anställd för de aktuella

företagen är det snarast i varnande pedagogiskt syfte.

I tabell 3.29 redovisas de olika koncernernas totala elproduktion i förhållande till alla anställda inom desamma. Denna kvot är förrädisk som produktivitetsmått eftersom det inom dessa koncerner i större eller mindre utsträckning förekommer annan verksamhet än elproduk-

tion. Måttet speglar såväl graden av diversiñering och teknologival som produktiviteten i verksamheten.

Tabell 3.29 Elproduktion/anställd, GWh

1988 1989 Förändring

Av tabell 3.29 framgår att spridningen i elproduktion per anställd är stor mellan de olika koncernerna. Krångede uppvisar högst värde, vilket i huvudsak är en följd av en mycket hög andel elproduktion.

108 Svensk elmarknad Förändringen för Båkab på 2,6 GWh/anställd mellan åren beror dels på en ökad elproduktion, dels på att antalet medelårsanställda har minskat jämfört med föregående år. Minskningen för Stora Kraft beror på den minskade elproduktionen med drygt 1 TWh 1989. Elleveranser är summan av den egna elproduktionen och inköp av el. Av tabell 3.30 framgår levererad el per anställd.

Tabell 3.30 Elleveranser/anstâlld, GWh

1988 1989 Förändring

Båkab och Krångedes förändringar beror på att de har ökat sin produktion och sina leveranser. Vattenfalls ökning beror dels på att det har minskat sin personal, dels på att det har ökat inköpen av el mer än det har minskat sin egen

elproduktion. Stora Krafts betydande minskning beror på att dess

elproduktion har minskat mer än vad elinköpen har ökat.

Generellt sett återspeglar skillnaderna mellan företagen i nyckeltal tre olika faktorer:

- äkta

produktivitetsskillnader

- olika

faktorsammansättning, speciellt kapitalintensitet

- olika

Verksamhetsinriktning,

Vad gäller den andra punkten, olika faktorsammansättning, vet vi att

det är vitt skilda teknologier förknippade med olika typer av

kraftproduktion (vattenkraft, kärnkraft, oljekondens, gasturbiner etc)

med olika förhållande mellan arbetskraft, bränsle och kapital.

Svensk elmarknad 109

Sammanfattande kommentarer

Vissa tentativa slutsatser kan dras på basis av de jämförelser som

gjorts

vad avser lönsamhet och andra nyckeltal i kraftindustrin. Kraftindustrin som helhet ökade sin lönsamhet 1989 jämfört med 1988. Detta var en konsekvens av större intäkter p g a kraftiga elprisökningar, av att elen till en större del producerats med den vattenkraften och

billiga

kärnkraften samt av att de flesta företagen har ökat försäljningen.

Kraftföretagens räntabilitet på totalt kapital låg 1989 på mellan 5,3 och 15,5 procent. Detta kan jämföras med 7,8 procent i genomsnitt för industriföretag med över 50 anställda under samma tid. Sju av de undersökta kraftföretagen ligger över genomsnittet för hela industrin. Vattenfall hade en avkastning på 9,2 %.

När det gäller avkastningen på eget kraftindustrin i

kapital låg

intervallet -3,7 % till 17,4 %. Genomsnittet för industrin var 12,9 % 1989. Av de analyserade företagen är fyra stycken i nivå med eller över industrins genomsnitt. De flesta av företagen inom kraftindustrin ökade

avkastningen på eget kapital från 1988 till 1989, medan avkastningen

för industrin som helhet minskade från 17,7 till 12,9. Det vara ett

tycks

karakteristiskt drag för kraftindustrin att lönsamhetsvariationerna inom denna skiljer sig från övriga näringslivet. Amerikanska börsnoterade

kraftföretag uppvisar mycket låga s k betatal vilket innebär att kursutvecklingen för kraftföretag uppvisar kraftiga avvikelser från den allmänna börsutvecklingen.

Soliditeten i kraftindustrin låg 1989 på nivåer mellan 11 och 61 %. De flesta av kraftföretagen hade ökat Soliditeten 1989 med 1988.

jämfört

Nivån för industrin i genomsnitt låg 1989 på 31 % och hade därmed

sjunkit med 1,3 procentenheter från 1988. Fem kraftföretag låg över

industrigenomsnittet.

Det är viktigt att ännu en gång poängtera de som de

begränsningar

olika redovisade talen är behäftade med. För att på något sätt ändå

skapa ett sammanfattande, om än inte invändningsfritt, mått har vi vägt

samman de olika nyckeltalen. Detta har dels med avseende

gjorts på

förändringarna mellan 1988 och 1989 d v s om resultatet har förbättrats eller försämrats, dels med avseende på de olika nivåer.

nyckeltalens

Från dessa genomsnittliga mått kan emellertid bara

mycket försiktiga

slutsatser dras.

Den genomsnittligt största de olika

förbättringen enligt

lönsamhetsmåtten uppvisas av Gullspång följt av Båkab, Vattenfall, Sydkraft och Stora Kraft. Detta indikerar att det främst är de renodlade och Vattenfall som har ökat sin

kraftproduktionsbolagen

lönsamhet. De helägda kommunala bolagen har generellt sett presterat sämre resultat under 1989.

110 Svensk elmarknad

En fråga utredningen har att ta ställning till är huruvida storleken på de vinster som genereras kan anses motsvara vad som är erforderligt för framtida investeringar. I en framtid med en eventuellt mera konkurrensutsatt elmarknad finns i princip inget som talar för att kraftindustrin generellt sett skulle få några särskilda

finansieringsproblem, utan det frågan gäller är nivån på

kapitalkostnaderna. Dessa kommer i hög grad att bestämmas av den allmänna risknivån i branschen, inte minst risken för politiska ingrepp. Graden av självfmansiering är alltid av stor betydelse i en bransch med

långsiktiga investeringar där de flesta investeringsprojekt kan förväntas

gå med kassamässiga underskott ett antal år, eftersom

kapitalkostnaderna ej fördelas jämnt över anläggningarnas förväntade

livslängd utan belastar resultatet hårt under de första åren efter det att

en anläggning tagits i bruk. En hög grad av självfinansiering kan därför

förväntas resultera i en lägre lönsamhetsnivå och lägre prisnivå i

branschen, eftersom kapacitetsutbyggnader tidigareläggs jämfört med en alternativ utveckling för branschen med högre kapitalkostnader.

Vattenkraften

Det var under 1900-talets första årtionde som vattenkraftutbyggnaden

kom igång i större omfattning. År 1909 fick den statliga utbyggnaden

fastare former då Kungl Vattenfallsstyrelsen inrättades. Mellan 1910- 14 uppfördes landets dittills största anläggning vid Porjus i Lule älv för att förse malmfälten och malmbanan med kraft. På 1920-talet fortsatte utbyggnaden, främst i södra och mellersta Sverige, men även i välbelägna norrländska älvar.

Omkring år 1930 täcktes större delen av landet av 15 väl avgränsade

kraftförsörjningsområden, från Sydkraft i söder till Porjus i norr. Samkörningen mellan Vattenfall och de privata kraftföretagen utvidgades åren före andra världskriget och 1938 möjliggjordes för

första gången en samkörning av landets kraftstationer från Porjus i norr till Malmö i söder.

På 1950- och 60-talen skedde en kraftig utbyggnad. Fram till mitten av 1960-talet täckte vattenkraften, under år med normal nederbörd, praktiskt taget hela behovet av elkraft. Sedan dess har vattenkraftens

andel av elproduktionen minskat, trots en kontinuerlig utbyggnad av

kapaciteten. Under perioden 1955-1965 installerades ca 240 st aggregat med en total effekt på ca 5 500 MW. Totalt är ca 700 aggregat (över 1,5 MW) i drift med totalt 16 000 MW installerad effekt. Dessutom finns ett 1 000-tal små Vattenkraftverk (upp till 1,5 MW) i drift med en sammanlagd effekt av ca 300 MW.

Flertalet Vattenkraftverk byggdes för mer än 20 år sedan. Dessa svarar för ca 70 % av årsproduktionen och närmare 70 % av den totalt installerade effekten. Ett flertal aggregat har drivits i 50 år eller längre,

Svensk elmarknad 111

med i stort sett oförändrad Kraftindustrin arbetar med

utrustning. program för och planering av effektiviserings- och av förnyelseåtgärder

den befintliga vattenkraften. I dagsläget finns en installerad total nettoeffekt i vattenkraftgeneratorer motsvarande 16 186 MW.

Dagens aktuella normalårsproduktion i vattenkraft motsvarar ca 63,5 TWh. Med hänsyn till variationer i tillrinningen över året kan dock

tillrinningsstyrd vattenkraftproduktion variera avsevärt. Detta ger ofta upphov till svårbemästrade överskottsproblem, speciellt under våren,

om häftiga regn inträffar i kombination med Då

kraftig snösmältning.

kan mycket stora behöva eller

elenergimängder nedregleras i kärnkraft,

därutöver, vattnet i sämsta fall spillas i vattenkraftstationerna.

För de s k typåren torrår/våtår kan den årligt tillgängliga

vattenkraftsenergin variera ca 15 TWh under/över normalårets ener-

givärde. För torrår/våtår motsvarar den typiska därmed ca årsenergin

54 respektive 73 TWh.

De mest extrema torrâren/våtåren kan dock

energimässigt avvika upp

till 20 % jämfört med normalârets energiinnehåll. Risken att få 20 %

mindre vattenkraftsenergi relativt normalåret, är det tyngst vägande

skälet till det säkerställande av energiproduktionen som krävs för upprätthållande av en leveranssäker elförsörjning.

Under 1980-talet har varierat

Vattenkraftproduktionen enligt följande:

Tabell 3.31 Vattenkraftproduktionen 1981-89

År 1981 1982 1983 1984 1985 1986 1987 1988 1989

TWh 58,8 54,1 62,6 69,8 59,9 71,0 68,7 71 ,0

Eftersom vattenkrafttillgången varit god har kärnkraften inte

utnyttjas

till sin fulla kapacitet. Kärnkraften har med

nedreglerats 3,6 TWh

under 1988 och med 9 TWh 1989. i kärnkraften

Produktionsförmågan

är ca 70 TWh.

3.5.1 Aktuell produktion

Vattenkraftproduktionen 1989 uppgick till 71,0 TWh, vilket är 7,5 TWh över normalårsproduktionen. Därmed svarade vattenkraften för 47 % av den totala eltillförseln.

Vattenkraftproduktionens fördelning på

landets huvudälvar visas i tabell 3.32.

Källa: Elkraftförsörjningen i Sverige 1989,

KRAFFSAM, Kraftverksföreningen och Vattenfall.

Av tabcllcn framgår att de fyra största älvarna (Lule älv, Ume älv, Ångermanälven och Indalsälven) tillsammans svarade för 64 % av

vattenkraftproduktionen 1989.

Vattenkraften produceras vid drygt 1 100 vattenkraftstationer. De 200 största stationerna svarar för ca 60 TWh av normalårsproduktionen.

Vid årets slut uppgick den totala installerade effekten till 16 186 MW, vilket innebär ett tillskott med 74 MW under året. Största tillskott

utordes av Mockfjärd (10 MW) och Vargön (11 MW). De största

privata och kommunala företagens innehav av vattenkraft uppgick till 7 203 MW. Resterande andel, d v s drygt hälften, ägs av Vattenfall.

Ytterligare utbyggnad är planerad på ca 400 MW. Därmed förväntas

produktionsförmågan ett normalår öka till mellan 64-65 TWh i mitten av 1990-talet.

Svensk elmarknad 113

Riksdagsbeslutet om naturresurslagen 1986, med innebörd att landets

återstående fyra stora älvar Kalix-, Pite- och

outbyggda (Torne-,

Vindelälven) och flera älvsträckor i de övriga älvarna ska från

skyddas

utbyggnad, betyder att det är stopp för större av

utbyggnader

vattenkraft.

Utnyttjande av vattendrag för kraftproduktion har av länge reglerats vattenlagen. Den första, (äldre) vattenlagen, som antogs 1918, har vid

flera tillfällen ändrats och År 1983 ersattes den helt med

kompletterats.

en ny vattenlag (SFS 1983:291), som är i kraft sedan 1984.

3.5.2 Nyttjanderätt till fallhöjder för kraftproduktion

Strömfall i vattendrag omfattas av den allmänna

fastighetstaxeringen.

En fallsträcka kan vara uppdelad flera på ägare genom ägogränser tvärs över vattendraget. Agogränser kan även i

gå vattendraget

parallellt med strömriktningen, fallets båda sidor ofta kan

varigenom

komma att tillhöra olika ägare. Vidare kan ett strömfall en utgöra

samfällighet varvid fastighetsägarna i byn eller innehar en skiftelaget

ideell andel i fallet. förekommer Vanligtvis flera ägare till en fallsträcka som ska byggas ut. Rätt att bygga ut en fallsträcka tillkommer den som med äganderätt eller annan, för all framtid rätt

gällande disponerar

över mer än hälften av vattenkraften i sträckan. Före tillkomsten av den äldre kunde en fallsträcka med

vattenlagen

flera ägare byggas ut gemensamt endast om var ense om ägarna utbyggnaden. Om strömfallet utgjordes av en kunde dock

samfällighet

en gemensam utbyggnad framtvingas. En delägare kunde då få tillstånd att ensam bygga ut fallet villkor fastställda av allmän domstol efter

på

det att avvisat en

övriga delägare inbjudan om gemensam utbyggnad.

Runt sekelskiftet framstod det som allt mer att kraft i

angeläget

vattendrag på ett effektivt sätt kunde komma samhället till Kraft

godo.

till låga kostnader förutsatte stora d v s att hela den

enheter, naturliga fallhöjden kunde tillgodogöras i en gemensam

anläggning. Detta synsätt

präglade vattenlagens tillkomst, särskilt de paragrafer som rör villkoren

för ianspråktagande av annans vattenkraft.

Enligt bestämmelserna i vattenlagen är i regel den som äger mer än hälften av den totala fallhöjden till att ut hela fallet

berättigad bygga och tillgodogöra sig all kraften.

Lagen tillåter alltså att enskilda fall_r_ätter tas i anspråk för gemensam utbyggnad i majoritetsägarens av dessa enskilda fallrätter regi. Agarna kompenseras ekonomiskt i form av en i förhållande

engångsersättning

till Denna ska

ianspråktagen fallhöjd. ersättning återspegla marknadspriset för outbyggd vattenkraft.

Villkoren för utbyggnad i en vattendom efter beslut i

regleras

vattendomstol. Alla rättigheter och som för

skyldigheter gäller

114 Svensk elmarknad

utbyggnad knyts till den upprättade strömfallsfastigheten.

omfattar vanligen den mark som

Strömfallsfastighetens ägoområde

av kraftverket och därmed förenad anläggning. Till denna är upptas knuten sakrätt av servitutskaraktär att utnyttja vattenkraft och mark för ett kraftverks behov.

erforderlig

som för sökanden vid utbyggnad syftar bl a till att

Skyldigheterna gäller

tillvarata allmänna intressen, inom t ex naturvård och fiske. Det kan t ex beñnnas med en viss minimivattenföring i den

nödvändigt ursprungliga älvfåran.

I domar saknas ofta sådana bestämmelser, och där finns inte

gamla

heller alltid inskrivet att domen ska omprövas efter ett visst antal år.

bestämdes emellertid att alla domar ska kunna

I den nya vattenlagen

efter 1993 samt att tid för omprövning (10-30 år) ska skrivas omprövas in för alla nya kraftverk framöver. Vad som kan prövas är endast villkoren för driften, medan driftsrättigheten som sådan är tillskriven sökanden av för all framtid. Aven

(innehavaren strömfallsfastigheten)

villkor för regleringar finns angivet i domar. Större ombyggnader medför i att effekt höjs. Lönsamheten i denna

regel anläggningens är ofta beroende av möjligheterna till korttidsreglering. effekthöjning

Om en medför krav en ökad av vatten i den

omprövning på tappning

fåran leder detta till att en mindre kan tas ut.

gamla mängd energi

Kraftföretagen har då rätt till en viss ersättning från staten, men måste dock stå för en del av förlusten själva, 5-20 %. För äldre

motsvarande

anläggningar, d v s merparten av det nuvarande kraftstationsbeståndet, är omprövningar aktuella under 1990-talet.

3.5.3¶Ägarstruktur

I avsnitt sammanställning av hur ägandet är fördelat

följande ges en

vad landets större vattenkraftstationer ( 10 MW). Antal

gäller

stationer och effekt och energiproduktion under normalår

sammanlagd

Dessutom effekt och energi för delägda stationer anges. anges total

med angivande av företagets ägarandel i procent.

Svensk elmarknad 115

Tabell 3.33 Ägande av vattenkraflstationer 10 MW (11 största

företagen).

Företag Helägda Delägda stationer stationer 10 MW 10 MW

Kraft

116 Svensk elmarknad

forts tabell 3.33 Krångede 6 775 4290 91,1 Kraft

hclägda privata och kommunala

Källa: Enkät hösten 1990 samt Vattenfalls årsredovisning 1989. 1

Exkl två stationer (uppgift saknas).

Av tabell 3.33 framgår bl a att de privata företagen i hög grad samäger anläggningar medan

Vattenfall har en mycket större andel helägd kraft.

4. Elmarknadens funktionssätt och av

beskattning

kraftproduktion

Inledning

En förståelse av den svenska elmarknadens funktionssätt och be-

dömningar av elmarknadens framtida utveckling är för en

mycket viktig bedömning av den centrala utgångspunkten för utredningen, nämligen

en förväntad högre framtida Bakom om en

elprisnivå. förväntningarna högre prisnivå ligger den s k omställningen av det svenska energiförsörjningssystemet.

Med uttrycket avses bl a av kärnkraften och omfattande

awecklingen övergång till förnybara energikällor. En sådan framstår omställning

idag som mera osäker i utredningens än vid

tidsperspektiv tidpunkten

för direktiven. Däremot har sannolikheten för en annan

omställning

ökat, nämligen en omställning från omfattande och

politisk styrning producentstyrning av energimarknaderna till mera marknads- och

konsumentstyrning. Jag kommer därför, såväl i som i

analysen

utformningen av mina förslag, att beakta av en sådan

möjligheterna

omställning till en mera och konkurrensutsatt elmar-

marknadsstyrd

knad. Denna omställning kallar av elmarknaden. jag en avreglering

Det är värt att notera att termen existerade i den

avreglering knappast

svenska vokabulären så sent som för år sedan. Sedan dess har

några

sättet att tänka och starkt influerats av den internationella

uttrycka sig

debatten, och termen avreglering har kommit att få en vid

mycket

betydelse. Med avreglering av elmarknaden avser här som

jag åtgärder

bidrar till en ökad konkurrens som medel att en

uppnå höjd pro-

duktivitet och en lägre prisnivå.

Avreglering och privatisering ofta i den allmänna debatten

uppfattas

som synonyma begrepp. Detta är en förenklad syn. Många reglerade sektorer är redan i utgångsläget som en

privatiserade samtidigt

privatisering av en marknad kan ske utan att denna Den

avregleras.

svenska skogsindustrin är i stor men

omfattning privatägd mycket

reglerad. Att enbart privatisera Vattenfall innebär inte av-

någon

reglering av elmarknaden.

Däremot visar det sig i allmänhet att en ökad konkurrens är ett effektivt medel för att uppnå ökad och inom

produktivitet lägre priser

en bransch. Privatisering kan därför snarast ses som ett medel att öka konkurrensen inom vissa sektorer än som ett

produktivitetsbefrämjande

medel i sig.

118 Elmarknadens funktionssätt

En ökad konkurrens inte automatiskt på alla marknader varför

uppstår

en oftast innebär en omreglering, dvs ersättande av en typ

avreglering

av med en annan typ. Karakteristiskt för reglerade sektorer

reglering

är oftast inträdesbarriärer och etableringshinder. För att en

höga

effektiv konkurrens ska uppstå krävs motsatsen, dvs låga hinder för tillträde till en marknad vilket kräver en reglering. Så skulle t ex en av den svenska elmarknaden syftande till en effektiv

avreglering

konkurrens kräva en omfattande reglering av framförallt stamnätet; för en diskussion av detta, se L. Stamnätet i en avreglerad

Hjalmarsson

elmarknad: och Ekonomisk Debatt 1990:6

Uppgifter prissättning.

inom reglerade sektorer är också ofta mycket

Företagskoncentrationen

varför en minskad marknadsmakt och ökad konkurrens ofta inte

hög

kan utan en av existerande företag. Detta kan gälla

uppnås uppdelning

såväl vertikalt som horisontellt företag. En avreglering

integrerade

innebär därför i fall att en typ av nämligen med

många reglering

avseende beteende (prissättning och investering) ersätts

på företagens

med en av strukturvillkoren i branschen (inträdeshinder och

reglering

vertikal och horisontell integration och koncentration).

med detta kapitel är att ge en analytisk bakgrund till förslagen Syftet

i kapitel 6. Kapitlet inleds med en diskussion av den svenska elmarknadens funktionssätt av ett avsnitt med några aspekter på den

följt

framtida utvecklingen av elmarknaden.

Vattenkraftens karaktär som analyseras i

speciella produktionsresurs

avsnitt 4.4. till detta avsnitt är att jag under utredningens

Bakgrunden

stött en rad om Vattenkraftens karaktär och

gång på uppfattningar

lönsamhet som kan motivera en närmare granskning och bidra till en förståelse av de ofta framförda kraven på en särskild be-

djupare

skattning av vattenkraften liksom kraven på att en del av vattenkraftens vinster ska komma de regioner där den genereras till del. (De behandlas dock först i kapitel 5.) Avsnitt 4.5

regionala aspekterna innehåller en kort översikt över generella aspekter på beskattning,

medan avsnitt 4.6 redovisar av naturresurser i

synen på beskattningen

ett doktrinhistoriskt I avsnitt 4.7 genomgås olika typer av

perspektiv.

ekonomiska överskott inom kraftindustrin som bakgrund till diskussionen i avsnitt 4.8 gällande motiv för särskild beskattning av

kraftproduktion.

i detta kapitel förs hela tiden utifrån det krav på samhällseko-

Analysen

nomisk effektivitet som angetts i direktiven. Elmarknaden är i sina och mångfacetterad. Därför vill jag betona

detaljer mycket komplicerad

att avsikten med detta kapitel inte är att i detalj analysera elmarknaden utan att ge en grov bild av olika aspekter på elmarknadens funktions-

sätt som bakgrund till diskussionen om beskattning av kraftföretag.

Denna är viktig för förståelsen, dels av varför jag anser det

bakgrund

med en av existerande beskattning, dels varför

nödvändigt reformering

Elmarknadens funktionssätt 119

jag anser det högst olämpligt med en ökad beskattning av elproduktio-

nen i dagsläget och varför jag anser det mera angeläget med en ökad konkurrens på elmarknaden än en ökad beskattning av kraftföretagen.

4.2¶Den svenska elmarknadens funktionssätt

Elmarknadens struktur

Den svenska elmarknaden kan kanske ge intryck av att vara nästan

fullständigt integrerad och dominerad av ett stort kraftföretag,

Vattenfall. Så är dock inte fallet, utan det svenska systemet kan beskrivas som blandat. När det gäller produktionen är Vattenfall dominerande med ca 50 procent av den svenska elproduktionen följt av Sydkraft som svarar för ca 15 procent. Totalt svarar de 12 största

producenterna för ca 90 procent av produktionen.

Systemet är delvis vertikalt integrerat, dvs i kopplingen mellan producenter och distributörer. Av Vattenfalls produktion går endast ca

10 procent till egna distributionsföretag, medan Sydkrafts egen

distribution uppgår till ca 30 procent av produktionen, medan den

tredje största elproducenten, Stockholms energi är nästan fullständigt

vertikalt integrerad. Många andra kommunala eldistributörer har också

egen elproduktion dock, i de flesta fall, utan att vara självförsörjande. Agarstrukturen uppvisar också en splittrad bild med kommunala

energiverk som betjänar ca 37 procent av antalet abonnenter, kommu-

nala bolag, ca 23 procent, privata bolag, ca 24 procent, statliga bolag

eller verk, ca 11 procent samt ekonomiska föreningar, ca 4 procent.

storkraftnätet utgör pulsâdern i det svenska elsystemet och omfattar överföringssystemet på 400 kV och 220 kV-nivån med tillhörande

stationsanläggningar vid in- och utmatningspunkterna till nätet samt samkörningsförbindelserna med grannländerna. Det ägs och drivs av

Vattenfall. Den del av storkraftnätet som utnyttjas gemensamt av de större kraftföretagen kallas stamnätet. Detta avgränsas i norr av Skellefteälven och Umeälven. (Samkörningsförbindelserna med

grannländerna ingår ej i stamnätet.)

Genom stamnätet binds producenter och distributörer samman till en marknad. Cirka 70 procent (102 TWh 1989) av den svenska elproduktionen överförs längre eller kortare sträckor på stamnätet. Alla de

större kraftföretagen (11 plus Vattenfall) har avtalad rätt att överföra

el på stamnätet. Bestämmelserna gällande transitering återfinns i 1981 års stamnätsavtal. Samtliga transitörer är företrädda i den sk Stamnätsnämnden som svarar för samråd i planerings-, drift- och ekonomifrågor. Efter nämndens hörande fattar Vattenfall de slutliga besluten.

120 Elmarknadens funktionssätt

Reglering

Den svenska elmarknaden påverkas, i ett internationellt av

perspektiv,

ovanligt få statliga regleringar. Bortsett från rena säkerhetsbestämmelser finns i huvudsak endast skyldigheten att ha koncession för elledningar. Sådan koncession kan avse en ledning med en viss sträckning

(linjekoncession) eller ett ledningsnät inom ett visst område (om-

rådeskoncession). En områdeskoncession ger ensamrätt men samtidigt

också skyldighet, att leverera el till lågspänningsabonnenter inom

området. En linjekoncession ger i teorin inte någon ensamrätt, andra ledningar med likartad sträckning kan finnas, men innebär i praktiken ofta att några storförbrukare, t ex områdesdistributörer och industrier, är helt beroende av ledningen. Till ledningskoncessionerna har därför knutits skyldighet att leverera eHer överföra elenergi åt områdesdistributörer eller andra verksamheter som är av större betydelse för det allmänna, dvs industrier m.m.

Koncessionsinnehavarnas starka ställning gentemot sina konsumenter balanseras således av skyldigheten att leverera elenergi eller överföra

annans elenergi på ledningen. Om en elköpare förvägras tillgång till

elenergi, eller anser att pris eller övriga leveransvillkor är kan

oskäliga, han påkalla s k prisreglering. Beslut om prisreglering tas av pris-

regleringsnämnden för elektrisk ström vid statens energiverk och koncessionsinnehavare är skyldig att underkasta sig beslutet.

Någon statlig reglering i förväg av eltariffernas prisnivå, struktur eller

andra villkor förekommer inte. Först när någon klagar hos pris-

regleringsnämnden kan priser och andra villkor påverkas.

Vid sidan av denna milda direkta reglering av den svenska elmarknaden har den övriga regleringen karaktären av indirekt avkastnings-

reglering. På produktionssidan och framförallt för den högspända elenergin är elmarknaden reglerad via statens avkastningskrav på

Vattenfall i kombination med Vattenfalls prisledarskap som ett

skapar tryck på övriga kraftföretag att inte ha en prisnivå på högspänd elenergi

betydligt över Vattenfalls nivå. Denna typ av indirekt reglering kallas

ofta jämförelsereglering (yardstick regulation).

En sådan jämförelsereglering kan också sägas karakterisera distributionen av lågspänd el, men här som komplement till en annan typ av reglering. För de kommunala företagen gäller den kommunala självkostnadsprincipen med innebörden att verksamheter inte får gå med vinst, vilket innebär en form av Denna

avkastningsreglering. självkostnadsreglering är strängare än ellagens krav på skälig avkastning som ligger till grund för prisregleringsnämndens awägningar. Självkostnadsbaserade elpriser i kommunerna skapar genom jämförelse

ett tryck på övriga eldistributörer att inte awika alltför mycket i

prisnivå från omgivande eldistributörer. Störst betydelse för regleringen

Elmarknadens funktionssätt 121

av elprisnivån torde därför den kommunala ha,

självkostnadsprincipen

medan effekterna av prisregleringsnämndens verksamhet är mera svårbedömd.

Den kommunala självkostnadsprincipen är nu föremål

för Översyn. I ett

betänkande från kommunallagskommittén att (SOU 1990:24) föreslogs självkostnadsprincipen skulle skrivas in i kommunallagen. I ett

delbetänkande från stat-kommun-beredningen (SOU föreslås

1990:107)

istället att kommunal avgiftsfinansierad verksamhet ska bedrivas så att

skälig kapitalavkastning erhålles, och att självkostnadsprincipen därför

bör avskaffas eller modifieras. Enligt min skulle ett isolerat

uppfattning

avskaffande av den kommunala medföra risk för

självkostnadsprincipen

en starkt ökad monopolistisk av de svenska elkonsumen-

exploatering

terna och till en påtagligt försämrad effektivitet i den svenska eldistributionen.

Den existerande regleringen av den svenska elmarknaden har inte förhindrat en relativt effektiv prisbildning helt fri

på elenergi. Någon

konkurrens gäller dock inte, utan marknaden domineras av de största kraftföretagen och kan närmast karakteriseras som

klubborganiserad.

De 12 största elproducenterna och

har genom sitt stamnätsengagemang

medlemskap i samkörningen en särställning marknaden, och de på

fungerar i praktiken som medlemmar i, vad som i ekonomisk terminologi kallas, en klubb. Med klubb avses då en av

sammanslutning

företag eller individer för produktion av kollektiva Denna

nyttigheter.

klubb svarar för en omfattande, och i

hög grad självpåtagen, organisering och reglering av marknaden, ifråga om tariffilosofi, prognosverksamhet, leveranssäkerhet,övriga elkvalitetsnormer, kapacitetsutbyggna-

der etc.

Målsättningen för denna klubb är en effektiv koordinerad

utbyggnad

av kapaciteten i det svenska systemet med en leveranssäkerhet och

hög

i övrigt god elkvalitet som norm för samt bevarandet

dimensioneringen,

av en viss, men begränsad, konkurrens mellan kraftföretagen. En viss konkurrens på kort sikt men samarbete sikt karakteriserar den

på lång

svenska elmarknaden.

Prisbildning och konkurrens

Prisets främsta funktion en marknad är att balans mellan

på skapa

utbud och efterfrågan. Denna funktion är elmarknaden. Om

viktig på efterfrågan överstiger produktionen uppstår överbelastning i elsystemet,

vilket för en enskild konsument innebär frekvens- och och

spänningsfall

ett eventuellt elavbrott. Detta medför kostnader för abonnenter-

höga

na, men begränsade kostnader för producenterna. Eftersom leveranssäkerheten i elsystemet har denna kollektiva karaktär ett

uppkommer

krav att det inte sätts så att leveranssäker-

på elpriset, nämligen lågt

heten i systemet äventyras. Leveranssäkerheten är således en

mycket

122 Elmarknadens funktionssätt

viktig kvalitetsaspekt på elenergin. Inom ramen för existerande

på den svenska elrnarknaden regleras olika aspekter på

regelsystem

kvalitet genom kraven på reservkapacitet och anslutning till

elenergins

tekniska standarder för klubbmedlemmarna. Reservkapaciteten består

dels av dels av överföringsmöjligheter, och produktionsanläggningar,

dess bestäms av kostnaden för reservkapacitet vägd mot

dimensionering

risken för avbrott och konsumenternas kostnader för avbrott.

På en mera konkurrensutsatt och konsumentdriven elmarknad kan

leveranssäkerhetsproblemet lösas av en väl fungerande prisbildning

med kontrakt olika löptider och leveranssäkerheter i kombination

på

med kompensation till konsumenterna vid avbrott (loss of load fees). För att ge företagen korrekta incitament ifråga om leveranssäkerhet bör sådan kompensation vara baserad på konsumenternas avbrottskostnader. I stället för att direkt styra producenterna blir samhällets roll i detta fall att övervaka att konsumenternas intresse av god kvalitet tillgodoses av marknaden.

På en fri marknad är priset ett resultat av samspelet mellan utbud och

efterfrågan. Om prisbildningen fungerar väl kommer det marknadspris

som leder till mellan utbud och efterfrågan att ligga på nivån

jämvikt för den kortsiktiga marginalkostnaden. Eftersom det normala syftet

med en reglering av marknader karakteriserade av naturliga monopol är att efterlikna en fri marknad uttrycks detta ofta som att priset ska sättas lika med den kortsiktiga samhällsekonomiska marginalkostnaden. Med detta avses en prissättning som skapar jämvikt mellan utbud och

efterfrågan.

Ofta har vi behov av att förklara, försvara eller efterrationalisera en

med hänvisning till produktionskostnader. Debatten om prisnivå

Vattenfalls avkastningskrav utgör en god illustration till detta. I den

samhällsekonomiska marginalkostnaden ingår såväl rörliga produktionskostnader och överföringskostnader som kapacitetskostnader. I viss typ av produktion ex vattenkraftsproduktion) kan den rörliga kostnaden (t vara produktion (t ex stamnätsöverföring vid

mycket låg, i annan typ av

kapacitet) kan kapacitetskostnaden vara nära noll. För proledig ducenterna utgör ersättning för kapacitetskostnaderna täckningsbidraget till kapitalkostnaderna, och den intäkt som kapacitetskost-

naderna ger upphov till kallas ofta kvasiränta. För konsumenterna

utgör kapacitetskostnaderna en kostnad för att undslippa ransonering.

I ingår således en form av riskpremie för

kapacitetskostnaden undvikande av överbelastning.

Kapacitetskostnaderna är således lika reella kostnader som de rörliga

produktionskostnaderna. En reglering av prisbildningen på elmarkna-

den, som inte tog till existensen av kapacitetskostnader, skulle

hänsyn

kort sikt leda till ransonering och på lång sikt till att inga investe-

på

ringar genomfördes. Trots detta ser man ofta förledande formuleringar

Elmarknadens funktionssätt 123

som att “prisnivån vid en kärnkraftsaweckling kan förväntas överstiga marginalkostnaderna (dvs de rörliga produktionskostnaderna i de dyraste anläggningarna) i produktionen vid en aweckling av kärnkraf-

ten eller att en kärnkraftsavveckling kan komma att innebära en ren

bristprissättning. Ur normativ synvinkel är detta fullständigt menings-

lösa konstateranden. För det första innebär en effektiv prisbildning

alltid en bristprissättning och för det andra är det kapitalintensiteten

i produktionsteknologin som avgör om en viss prisnivå råkar samman-

falla med den kortsiktiga rörliga kostnaden i någon anläggning. I ett

vattenkraftsystem kommer priserna alltid (utom vid extrem vattentill-

gång) att överstiga den kortsiktiga rörliga produktionskostnaden som

är noll. Det är först om prissättningen inte är en bristprissättning som

vi har anledning att bekymra oss, för då fullgör nämligen inte priserna sin primära uppgift att skapa balans mellan utbud och efterfrågan.

Ett medel för att uppnå en effektiv prisbildning på elmarknaden är en fungerande konkurrens mellan kraftföretagen om konsumenterna, ett annat medel är en prisreglering som tvingar fram ett elpris på nivån för

kortsiktig marginalkostnad. I båda fallen skapas jämvikt på marknaden samtidigt som ett effektivt utnyttjande av den befintliga produktionska-

paciteten erhålls. Inom ramen för rådande struktur på den svenska elmarknaden är således den säkraste indikationen på ett för lågt elpris en alltför låg leveranssäkerhet i systemet, dvs en under normala förhållanden alltför liten tillgänglig reservkapacitet. Denna aspekt har

knappast uppmärksammats i den allmänna elprisdebatten, utan har kommit i skymundan av frågan huruvida elen ska prissättas enligt genomsnittskostnad eller marginalkostnad.

Marginalkostnadsprissättning är ingenting annat än en prissättning som

ger jämvikt mellan utbud och efterfrågan, vilket då också innebär att prisnivån minst täcker de rörliga kostnaderna i produktionen. Den prisbildning som råder på elenergi i Sverige innebär att detta villkor är väl uppfyllt. Vi kan inte med fog påstå att vi i Sverige under de senaste decennierna haft en för hög avbrottssannolikhet (med undantag för vissa delar av stamnätet och inom vissa eldistributionsområden). Detta kan dock komma att förändras under åren framöver, om inte elpriserna tillåts stiga när efterfrågan växer och om investeringar i ny pro-

duktionskapacitet ej kommer till stånd.

På motsvarande sätt är den bästa indikationen på en alltför hög

elprisnivå att all existerande billig kapacitet för elproduktion ej

utnyttjas. För att bedöma om elprisnivån är eller varit för hög i

Sverige,

kan vi studera siffrorna för kapacitetsutnyttjandet i vår vattenkraft och kärnkraft. Vid denna bedömning måste vi dock beakta variationerna i tillrinning för vattenkraften - inte bara i Sverige utan också i

Norge.

Under extrema våtår som 1989 kan vi inte förvänta

oss att all pro-

duktionskapacitet utnyttjas tillfullo. Det vi, med denna reservation, kan

124 Ehnarknadens funktionssätt

observera är att den billiga produktionskapaciteten i det svenska kraftsystemet utnyttjats relativt väl under de senaste decennierna.

En viktig indikation på elmarknadens funktionssätt har varit utvecklingen under 1980-talet. Många fruktade kanske att de stora tillskotten av kärnkraft skulle få till resultat att reaktorer skulle komma att stå utan belastning under en stor del av året, men elpriset anpassade sig

väl så att jämvikt uppnåddes mellan tillgänglig kapacitet av billig

elenergi och efterfrågan. Eventuella frestelser att höja priserna för att underlätta finansieringen av de sista reaktorerna har motståtts eller

förhindrats av kraftproducenternas marknadsanpassning. Det som i

energidebatten betecknas som elrea är ett viktigt tecken på att prisbildningen på elmarknaden faktiskt, ur samhällsekonomisk synvinkel, fungerar väl. Många vill säkert tolka detta som att det existerar en fungerande konkurrens mellan elproducenterna.

En slutsats är att den svenska elmarknaden i viss

något försiktigare

utsträckning fungerar som om den vore en konkurrensmarknad med en relativt följsam anpassning av elprisnivån till variationer i utbud och efterfrågan. Frågan är vilka mekanismer som leder till detta. Här spelar begreppet konkurrensutsatt marknad en central roll. Det viktiga är att de dominerande aktörerna på marknaden agerar så att en marknadskonform utveckling erhålles. Jag vill här peka på vikten av

prissättnings- och investeringskriterier, framför allt för det domineran-

de Vattenfall, som innehar rollen som den

kraftföretaget, prisledare på

svenska marknaden. Dess beteende ur såväl pris- som investerings-

synpunkt reglerar i hög grad utvecklingen på den svenska elmarknaden.

Konkurrensen på den svenska elmarknaden är dock långtifrån perfekt, och enligt min personliga uppfattning skulle en hårdare konkurrens

mellan kraftföretagen resultera i prissänkningar på ytterligare 10-20

procent jämfört med dagens prisnivå, dock utan mera omfattande

påverkan på den totala produktionsvolymen eller kapacitetsutnyttjandet

i systemet. Konkurrensen hade lett till en press nedåt på vinstnivån och sannolikt i första hand framtvingat en sänkning av de fasta avgifterna

och effektavgifterna och i mindre grad energiavgifterna samt omöjliggjort den marknadssegmentering mellan fasta kontrakt och sk tillfälliga

leveranser som idag gäller. Eftersom elkonsumenterna inte har full frihet att välja mellan kontraktsmarknad och spotmarknad, dvs att välja

mellan att köpa el till tariffpris eller på avkopplingsbara och avbrytbara kontrakt, uppnår producenterna en högre genomsnittlig prisnivå jämfört med den genomsnittliga prisnivå som skulle uppstå vid full

kontraktsfrihet på marknaden. Den betydande avvikelse, som under senare delen av 1980-talet rått mellan marginalvärdena i elsystemet, dvs

prisnivån på spotmarknaden, och prisnivån i eltariffen, är en indikation på frånvaron av en sådan prispress. Bakom dessa låga marginalvärden ligger en god vattentillgång i såväl Sverige som Norge samt en hög tillgänglighet i kärnkraften.

På en väl elmarknad tillkommer i princip ingen ny fungerande kapacitet förrän lönsamhet för nyinvesteringar inträder. Det vi idag kan observera på den svenska elmarknaden är en kraftig avvikelse mellan för elenergi och elproduktionskostnaderna i ny marknadspriset kapacitet. I grova drag kan situationen beskrivas som så att priset på högspänd elenergi idag (1990 års prisnivå) ligger på ca 20 öre per kWh och marginalvärdena (dvs jämviktspriserna på spotmarknaden) på ca 10 öre per kWh, medan produktionskostnaden i ny kapacitet (med för smärre projekt) överstiger 30 öre per kWh; se kapitel 3. undantag Endast och en exploatering av de stora orörda älvarna har ny kärnkraft kostnadsnivåer understigande 30 öre per kWh. Vi kan således inte förvänta oss några mera omfattande kapacitetsutbyggnader inom elproduktionen under en lång tidsperiod framåt, i varje fall inte så länge förbud råder mot ny kärnkraft och mera omfattande vattenkraftutbyggnader.

Politisk sårbarhet

Elprisernas uppgift att balansera utbud och efterfrågan på elenergi kan sättas ur spel av politiska ingrepp. Förslag till sådana naturligtvis ingrepp, vid verkliga eller befarade prisökningar, saknas inte, och vid en eventuell aweckling av kärnkraften kommer det politiska trycket på i elmarknadens funktionssätt med stor sannolikhet att öka ingrepp Diskussionen om genomsnittskostnadsprissättning i (förment) kraftigt. motsats till marginalkostnadsprissättning är ett uttryck för detta.

Representativ i detta avseende är utredningen El 90 (SOU 1990:38). I denna diskuteras effekterna på den elintensiva industrins konkurrenskraft av de framtida prishöjningar som uppstår på grund av kärnkraftsoch förbud mot utbyggnad av kärnkraften. En awecklingen ytterligare viktig punkt i utredningen är awägningen mellan prissättning enligt och prissättning enligt genomsnittskostnad 90 sid marginalkostnad (El 387-388):

Tillämpas får man, när ny

marginalkostnadsprissättning

måste tillföras, en snabb prishöjning som

elproduktionskapacitet

kan leda till stora omställningsproblem i det svenska samhället. Det finns enligt utredningen inga bärande skäl för statsmakterna att låta kraftigt höjda elpriser skapa övervinster hos kraftproducenterna samtidigt som delar av den svenska basindustrin - till av samma - eller ner. följd elpriser stagnerar läggs Enligt El 90:5 mening innebär en rimlig prissättningsprincip... att tariffnivån ungefär motsvarar kraftföretagens genomsnittskostnad.

Det utredningen vill undvika, är att en kärnkraftsavveckling leder till snabbt de övervinster detta medför hos stigande elpriser (med med negativ effekt på den elintensiva industrins producenterna),

konkurrenskraft. Därför förespråkas prissättning enligt genomsnittskostnad. Enligt min uppfattning är denna formulering av utredningens förslag missvisande och leder tankarna i fel riktning.

Prissättning enligt genomsnittskostnad kan, om genomsnittskostnaden avviker från marginalkostnaden, antingen innebära en högre prisnivå, vilket då innebär att all billig produktionskapacitet ej utnyttjas, eller en

vilket innebär att elenergin måste ransoneras. Efter vad lägre prisnivå,

kan förstå föresvävar av dessa alternativ utredaren, utan jag inget genomsnittskostnaden förutsätts implicit leda till jämvikt på marknaden.

Det som föreslås i utredningen är därför i realiteten inte någon ny

utan en ny investeringsprincip. Eftersom en prissättningsprincip, kärnkraftsaweckling kan förväntas få en prisuppdrivande effekt med

räntabilitet på sysselsatt kapital i kraftindukraftigt höjd genomsnittlig strin som följd, föreslår EL 90 att genomsnittsräntabiliteten ska pressas ned till normal nivå igen, genom att kraftindustrin genomför en olönsam kapacitetsutbyggnad i en omfattning som medför att kraftindustrin får en skälig avkastning på sitt samlade investeringskapital. En större leder till ett jämviktspris och därmed till en

kapacitet lägre fördröjning av elprishöjningarna. Investeringar i ny produktionskapacitet ska inte längre baseras på förväntad framtida lönsamhet hos

I stället ska nya elproduktionsanläggningar byggas i så anläggningarna. snabb takt, att det pris som krävs för att skapa jämvikt mellan utbud och elmarknaden i långsam takt.

efterfrågan på stiger

Tanken är att Vattenfall ska ikläda sig rollen av icke-kommersiellt

som produktionskapacitet i så snabb takt att företag bygger ut ny jämviktspriset hålls nere. Istället för att låta prisutvecklingen på marknaden vara styrande för lönsamheten av att bygga nya anläggningar, så är förslagets egentliga innebörd alltså att låta kapacitetsutbyggnaden styra prisutvecklingen. Det utredningen föreslår är alltså i realiteten inte en viss prissättningsprincip utan en speciell investeringsprincip.

Om EL 90:s förslag realiseras uppstår inte de problem, med en av

betingad ökad lönsamhet inom kraftindustrin, som elprisutvecklingen är en av utgångspunkterna för denna utredning. Här bryter sig således två för utnyttjandet av de resursräntor (ofta betecknade

principer övervinster) som potentiellt kan genereras av framtida högre elpriser:

1. I EL 90:s förslag låses dessa överskott in i elproduktionssektorn

och plöjs tillbaka i form av subventionering av olönsamma kapacitetsutbyggnader med prispressande effekt på elmarknaden.

Elmarknadens funktionssätt 127

2. Frågan för denna utredning är i vilken omfattning och på vilket

sätt en del av de överskott som genereras inom elproduktionen,

och som under vissa betingelser kan förväntas öka framöver, ska

beskattas - medan den icke beskattade delen av överskotten får

genomgå sedvanlig marknadsprövning inom eller utanför

kraftföretagen och de koncerner som vissa av dessa ingår i.

Målsättningen för El 90-utredningen var dock en helt annan än för denna utredning, nämligen att föreslå åtgärder för att bevara den elintensiva industrins konkurrenskraft. Enligt min uppfattning kan

denna målsättning också uppfyllas med ungefär samma framgång

genom en ökad konkurrens på den svenska elmarknaden kombinerad med en avreglering av hela den nordiska elmarknaden.

Vattenfalls roll

Jag har ovan betonat Vattenfalls roll för en väl fungerande elmarknad.

Väsentligt för en sådan är givetvis om den elprisnivå som följer av avkastningskravet på Vattenfall är konsistent med den prisnivå på elenergi som leder till jämvikt på marknaden. För en lång period, karakteriserad av kontinuerlig utbyggnad av produktionskapaciteten, är

sannolikt svaret ja. Avkastningsregleringen av Vattenfall har inte lett

till några större förluster i allokeringseffektivitet.

Men när kapacitetsutbyggnaden på en marknad upphör förändras

förutsättningarna radikalt. Vinsterna kan inte längre plöjas ned i nya investeringar och kassaflödet ökar. Normalt observerar vi då att företagen expanderar på nya marknader eller ökar sina finansiella

portföljer. En övermättad energimarknad erbjuder begränsade möjligheter till nya satsningar, samtidigt som Vattenfall saknar

möjligheter såväl att ge sig in på andra marknader som att bygga upp en portfölj av finansiella tillgångar. Det är endast ägaren, staten, som kan kanalisera överskotten till andra områden. Detta faktum

ger

upphov till ett för statliga affärsverk typiskt sk principal-agentproblem

i relationen mellan ägare och företag.

Det överskott Vattenfall genererar utöver statens normala avkastningskrav uppfattas av många - inte som ägarens pengar - utan som elkonsumenternas eller företagets pengar. När stora överskott uppstår i verksamheten därför som

uppfattas skuggpriset på kapital lågt,

eftersom alternativet är att medlen inlevereras till statskassan. Det låga

skuggpriset på kapital underlättar sökandet efter investeringsobjekt liksom lyhördheten för allmänna politiska önskemål om satsningar på energisparprojekt och ny energiteknik. Förslaget om tvåprissystem på elenergi var också delvis betingat av förväntningar om höga framtida

överskott. Under sådana omständigheter tenderar såväl allokeringseffektiviteten (priseffektiviteten) som den sk dynamiska effektiviteten

(investeringseffektiviteten) att bli låg.

128 Elmarknadcns funktionssätt

För att mildra detta problem höjdes statens avkastningskrav på verket. Efteråt kan konstateras att de förväntningar, om den framtida

utvecklingen av rörelseöverskotten som låg till grund för avkastnings-

kravets höjning, ej kommit att realiseras. Tvärtom har elmarknaden karakteriserats av en betydande prispress. Om det scenario som skisseras i nästa avsnitt skulle realiseras finns det anledning att återigen

se över nivån på Vattenfalls avkastningskrav (eller vid en bolagisering noggrant överväga ingångsvärdet på kapitalstocken). Detta avkastnings-

krav bör inte utnyttjas som en stabil inkomstgenerator för staten utan som jämviktsskapande mekanism på elmarknaden.

Affärsverksformen fungerade av allt att döma mycket väl under

utbyggnadsepoken då Vattenfall mera fungerade som ett byggföretag

än som ett elproducerande företag på en kommersiell marknad. Däremot lämpar sig affärsverksformen dåligt för kommersiell verksamhet på en konkurrensmarknad.

4.3¶Den svenska elmarknadens utveckling:

ett

framtidsscenario

Eftersom denna utredning är betingad av vissa förväntningar om elpri-

sutvecklingen är en diskussion av elmarknadens framtida utvecklingen av stort intresse. Det ligger i sakens natur att en sådan diskussion är baserad på bedömningar med betydande grad av osäkerhet. Alla framtidsprognoser kan betraktas som punkter på en sannolikhetsför-

delning och där toppen på sannolikhetsfördelningen utgör den mest

sannolika utvecklingen. I kapitel 3 presenteras en prognos för den framtida elprisutvecklingen utarbetad av statens energiverk. Som alternativ till denna prognos vill jag i detta avsnitt presentera en annan punkt på sannolikhetsfördelningen som ett alternativt och beträffande elprisutvecklingen ett för samhällsekonomin mera optimistiskt och för kraftindustrin mera pessimistiskt scenario. Vid en långsam bränsleprisökning, ingen förtida avveckling av kärnkraften och en ökad konkurrens på elmarknaden kan även 1990-talets elmarknad komma att karakteriseras av prispress och kanske samma U-formade prisutveckling på högspänd elenergi som karakteriserade 1980-talet.

Vid en bedömning av den svenska elmarknadens utveckling är det framförallt två faktorer som är av speciellt stor betydelse:

*

Kärnkraftens framtid i Sverige *

Avregleringen av elmarknaderna i Norden och Europa

En aweckling av ett par kärnkraftsreaktorer innebär ett betydande bortfall av kapacitet i det svenska elsystemet och en press uppåt på elpriserna för att jämvikten på elmarknaden ska bevaras. Eftersom

investeringar i ny produktionskapacitet kräver en betydande elprisökning för att bli lönsamma uppstår vid en reaktoraweckling inget

Elmarknadens funktionssätt 129

prispressande utbud av någon omfattning förrän elprisnivån ökat med

mer än 50 procent. Vid ytterligare skärpta miljökrav krävs ännu

kraftigare prisökningar innan lönsamhet uppstår för nyinvesteringar.

Konsekvenserna för elprisnivån under olika förutsättningar om

kärnkraftsaweckling och miljörestriktioner har belysts i flera ut-

redningar. En sammanfattning av dessa resultat återfinns som kapitel 6 i El 90 utredningens betänkande och kommer inte att diskuteras vidare här.

Om awecklingen av kärnkraften skjuts på framtiden kommer ut-

vecklingen av den svenska elprisnivån att i hög grad betingas av

eventuella förändringar i konkurrensförhållandena på elmarknaden. Sådana förändringar kan mycket väl bli resultatet av den avregleringsdebatt som nu även nått Sverige och som i Norge redan resulterat i en

ny energilag och planer på ytterligare reformering av den norska

elmarknaden; se avsnitt 2.1.2.

Som diskuterats ovan skulle, enligt min personliga uppfattning, en ökad

konkurrens redan på den inhemska elmarknaden sannolikt resultera i

en prispress på ytterligare 10-20 procent jämfört med dagens prisnivå.

En avreglerad nordisk elmarknad med väl fungerande konkurrens skulle förstärka denna prispress ytterligare såväl på kort som lång sikt.

På kort sikt skulle de mycket låga spotmarknadspriserna på den norska

elmarknaden bidra till att pressa priserna även på den svenska marknaden och på sikt skulle, med nuvarande regler för dimensione-

ring av reservkapacitet, betydande kapacitet frigöras när Norden

betraktas som en enda marknad. En ökad konkurrens kan också förväntas leda till en förbättrad produktivitet i elproduktionen vilket också kommer konsumenterna tillgodo via lägre pris.

På en sådan avreglerad elmarknad skulle den starka koppling som idag finns mellan storkonsumenter av elenergi (energikrävande företag och återdistributörer) och elproducenter lösas upp. Marknaden skulle bli konsumentstyrd i en helt annan utsträckning än idag. Norden förvandlas till en marknad, där t ex svenska storföretag och kommunala återdistributörer förhandlar om kontrakt med norska elproducenter och danska företag med svenska elproducenter etc. För att transportera

elenergin vänder sig köparna (eller säljarna) av kraften till fristående stamnätsföretag och köper transporttjänsterna från dessa.

En betydligt hårdare konkurrens mellan de nordiska elproducenterna, med t ex möjlighet för eltunga svenska företag att sluta kontrakt direkt med elproducenter i grannländerna, skulle bidra till att stärka konkurrenskraften hos den elintensiva delen av det svenska näringslivet men också generellt bidra till en förbättrad allokering av elenergin inom de nordiska ekonomierna. På en konkurrensutsatt nordisk

elmarknad är det betalningsviljan - inte nationstillhörigheten - som

kommer att vara styrande för hur och var elenergin användes. På en

130 Elmarknadens funktionssått

effektiv marknad utjämnas priserna när hänsyn tagits till variationer i

transportkostnader. En avreglering av den nordiska elmarknaden

kommer därför att betyda en prisutjämning mellan de nordiska länderna.

För Sveriges vidkommande torde den nordiska integrationen av elmarknaderna leda till en dämpning av en eljest förväntad prisökning

på elenergi. Med hänsyn till transportavstånd och överföringsför-

bindelser är denna press nedåt på elpriserna i Sverige framför allt betingad av de på den norska elmarknaden.

låga marginalkostnaderna

En avreglering och integrering av den nordiska elmarknaden skulle också frigöra en betydande kapacitet, i storleksintervallet 15-20 Twh, som nu är uppbunden i form av de enskilda ländernas dimensionering

av reservkapaciteten.

Köp av elenergi i grannländerna torde i varje fall under 1990-talet vara

ett mycket konkurrenskraftigt alternativ till kapacitetsutbyggnader inom

landet. Det kan inte uteslutas att lönsamma investeringar av större

omfattning i ny elproduktionskapacitet i Sverige ligger en bra bit

bortom sekelskiftet. Med de restriktioner på teknologival och miljöeffekter som idag åvilar svensk kraftindustri torde denna knappast ha

fördelar - inte inom

några komparativa i ny elproduktion speciellt

Norden, men kanske heller inte inom övriga Europa. (Om inte förbud rått mot ny kärnkraft hade den dock varit mycket konkurrenskraftig.)

Enligt min uppfattning kommer således, vid en avreglering, den svenska

elmarknaden under 1990-talet att karaktäriseras av prispressande utbud speciellt från norska, men kanske också från finska elproducenter.

Mera betydande effekter på den svenska elmarknaden av en integrering av den kontinentaleuropeiska och den nordiska elmarknaden ligger längre fram i tiden, tidigast på andra sidan sekelskiftet, och effekterna är svårare att förutse. Av avgörande betydelse är framför allt vilka teknologier som kommer att vara tillåtna för elproduktion i vår

omvärld, men också kostnadsutvecklingen för överföringen av elenergi

över stora avstånd. Kärnkraften kommer på grund av sina låga

kostnader sannolikt att få en nyckelroll i prisutvecklingen på elenergi. Allteftersom miljökraven skärps på fossileldade anläggningar ökar

kärnkraftens konkurrenskraft. Med hänsyn till den stora osäkerhet som råder såväl ifråga om utvecklingen i Norden som i övriga Europa är det idag omöjligt att bedöma priseffekterna på den svenska elmarknaden av en integrerad europeisk elmarknad. Under 1990-talet torde det dock enbart vara utvecklingen på den nordiska ehnarknaden som kan förväntas bli av någon nämnvärd betydelse för den svenska

elprisutvecklingen.

En ökad konkurrens uppstår emellertid inte utan vidare på en marknad. För att åstadkomma en väl fungerande konkurrens på den nordiska elmarknaden krävs därför en omfattande av- eller snarare

Elmarknadens funktionssätt 131

av de konkurrensvillkor som idag gäller. I samtliga

omreglering

nordiska länder en diskussion om institutionella förändringar av

pågår

elmarknaderna i mot och ökad konkurrens. I

riktning avreglering om stamnätets ställning och en bolagisering Sverige pågår utredningar

av Vattenfall. I Norge är, som diskuterades i kapitel 2, betydande av elmarknaden väg. Delvis är denna utveckling stimu-

förändringar på

lerad av den som diskuteras och håller på att växa

elmarknadspolitik

fram inom EG som en konsekvens av etablerandet av en inre öppen marknad. Till de i denna utveckling hör:

viktigaste komponenterna

* kravet som innebär en be-

Det beslutade på pristransparens

om prisnivån i elkontrakten.

tydande öppenhet ifråga

* som från 1991 och dess eventuella Transit-direktivet gäller till ett common carrier direktiv, som skulle innebära

utvidgning

att stamnäten i fullt ut ska öppnas som transportväg för

princip

alla som vill överföra elenergi mellan en producent och en konsument.

En även av den nordiska elmarknaden baserad på prin-

utveckling

ovan framstår som ett fullt scenario och faktiskt i

ciperna idag rimligt

tiden mera än en avreglerad elrnarknad inom övriga

näraliggande

där monopolistiska strävanden alltid varit starka inom

Europa,

energiområdet och dominerat konsumentintresse-

producentintressena

na. I ett är den svenska elmarknaden redan i

europeiskt perspektiv

konkurrensutsatt och lite reglerad. Det är enligt

utgångsläget ovanligt min uppfattning starkt angeläget att de överväganden som f.n. görs

beträffande en av Vattenfall och stamnätets ställning leder

bolagisering

till som led i en ytterligare ökad konkurrens på elmarkna-

förslag utgör

den och inte ett led i en ökad exploatering av elkonsumenterna. Utan att i dessa i denna utredning vill jag bara betona

fördjupa mig frågor en att en förutsättning för en väl fungerande aspekt, nämligen

konkurrens elmarknaden är att Vattenfall - och

på avkastningskravet på

vid en det initiala tillgångsvärdet - blir konsistent med den

bolagisering

marknadsprisnivå som kan uppstå vid fri konkurrens.

Den slutsats jag drar för denna utrednings vidkommande av ovanstående är att det system för beskattning av kraftföretag som

analys

föreslås måste krav marknadskonformitet. Det

uppfylla långtgående på

får inte förhindra eller motverka utvecklingen mot en mera avreglerad elmarknad. Det kan heller inte baseras på förutsättningar om starkt inom en nära framtid utan måste vara anpassnings-

stigande elprisnivå

bart till olika banor för prisutvecklingen på elenergi.

132 Elmarknadens funktionssätt

4.4 kostnader och lönsamhet

Vattenkraftens

Vattenkraften framstår ofta i människors medvetande som en mycket billig och lönsam källa för elproduktion och därmed som ett lämpligt skatteobjekt, medan kärnkraften betraktas som dyr och olönsam.

Bakom denna uppfattning torde ligga de mycket låga löpande kost-

naderna i vattenkraftproduktionen, ca 2-4 öre per kWh 1990 i kombination med en penningillusion som alltid får historiska kostnader att framstå som lägre än samtida. Med ett marknadspris på elenergi på ca 20 öre per kWh framstår därför lätt vattenkraften som mycket lönsam, speciellt som den största delen av kapaciteten byggdes ut för mer än 30 år sedan. Intrycket av en hög lönsamhet hos vattenkraften förstärks också av uttryck som att vattenkraften är visserligen dyr idag, och nya projekt kommer att gå med förlust några år, men på sikt är vattenkraften alltid lönsam.

Detta senare uttryck speglar en felsyn som sannolikt bidragit till snarare en låg än en hög lönsamhet i svensk vattenkraftsutbyggnad.

Enligt min uppfattning uppfattas vattenkraften som betydligt mera

lönsam än den vid en närmare granskning faktiskt visar sig vara såväl historiskt som i dagsläget.

Om vi jämför med dagens elprisnivå har nämligen vattenkraften inte

varit billig att bygga ut. Vattenkraftens historiska kostnader reflekteras

av högspänningsprisets utveckling sedan början av 1900-talet. Detta har successivt fallit och priset på högspänd elenergi har aldrig varit lägre

(deflaterat med konsumentprisindex) än mot slutet av 1980-talet.

Bakom denna prisutveckling ligger givetvis främst utvecklingen av produktionskostnaderna. Innebörden av detta är, dels att produktiviteten i vattenkraftsproduktionen, genom learning by doing, stigit över

tiden, dels att kärnkraften erbjudit ett konkurrenskraftigt alternativ till vattenkraften. Det är utbyggnaden av den billiga kärnkraften som

bidragit till den mycket gynnsamma elprisutvecklingen sedan mitten av

1970-talet, medan den vattenkraftutbyggnad som skett sedan mitten av 1970-talet genomsnittligt sett haft en fördyrande inverkan och bidragit

till högre genomsnittliga produktionskostnader jämfört med om

motsvarande elproduktion skett i kärnkraft. I ett långsiktigt historiskt perspektiv framstår alltså, något överraskande, kärnkraften som den

hittills billigaste teknologin för elproduktion i Sverige. Det finns

enstaka vattenkraftanläggningar som haft en kostnadsnivå understigande kärnkraftens genomsnittliga kostnadsnivå, men den genomsnittliga kostnadsnivån i den vattenkraft som byggts ut parallellt med kärnkraften har avsevärt överstigit kärnkraftens. Ett kalkylexempel nedan får illustrera lönsamheten i de senaste decenniernas vattenkrafts-

utbyggnad.

Lönsamhet är något vi förknippar med enskilda projekt, och ett

lönsamt projekt är ett projekt som vid en given nivå på kalkylräntan

Elmarknadens funktionssätt 133

(ofta i intervallet 4-6 procent ett nuvärde. Den

realt) uppvisar positivt

vattenkraft som varit tillgänglig för under de senaste

utbyggnad

decennierna har i stor varit att ut. Med

utsträckning mycket dyr bygga

den prispressade elmarknad som rått under 1980-talet med realt fallande elprisnivå torde en bit

efterkalkyler på projektens väg av vatten-

kraftsutbyggnaden under de senaste decennierna visa att ett stort antal projekt faktiskt uppvisar ett negativt nuvärde om inte en

betydande

elprisökning sker under 1990- och 200Q-talen. Detta även

gäller förnyelsen av vissa äldre anläggningar, t ex Alvkarleby och som Vargön,

trots sin storlek varit mycket dyrbara och med stor säkerhet olönsamma projekt, men där alternativet till var en

ombyggnad egentligen

nedläggning av kraftstationerna. Det är inte bara inom bostadssektorn som det kan vara billigare att än att renovera

bygga nytt gamla fastigheter.

För att få en uppfattning om i de senaste

lönsamhetsförutsättningarna

decenniernas utbyggnad av vatten- och kärnkraft redovisas här ett

kalkylexempel. Syftet med detta exempel är inte att i detalj analysera

lönsamheten i vattenkraft kärnkraft utan endast att

respektive översiktligt belysa poängen att den vattenkraft som byggts ut parallellt

med kärnkraften bidragit till att i

höja genomsnittskostnaderna

elproduktionen - och inte till att sänka dessa. Jag kommer inte att närmare diskutera de förutsättningar som till för

ligger grund kalkylen

men vill betona att jämförelsen är baserad samma

på förutsättningar

ifråga om och förväntad och att

kalkylränta prisutveckling rimliga

variationer i dessa slutsatserna. En

antaganden knappast påverkar

högre kalkylränta skulle fördyra vattenkraften än mer i förhållande till kärnkraften.

Ett typiskt vattenkraftsprojekt vid 1970-talets mitt i 1975 års

uppvisade

prisnivå en kostnadsnivå i intervallet 2-3 kr per kWh. Ett fåtal

billiga

projekt låg på omkring 1 kr per kWh eller dârunder; se t ex Vattenfalls

anslagsframställningar,utredningenFortsattvattenkraftutbyggnadfrån

Statens Vattenfallsverk och Svenska

Kraftverksföreningen, 1979, samt

betänkandet från vattenkraftberedningen, SOU 1983:49.

Vattenkraft,

Den senare gränsen för lönsam vid ca 3

drog vattenkraftutbyggnad

kr/kWh, sannolikt i 1982 års prisnivå. Låt oss från ett, vid den

utgå tidpunkten betraktat mycket lönsamt, projekt på något under 1

kr/kWh

i 1975 års prisnivå vilket motsvarar 3 i 1990 års ett

kr/kWh prisnivå, medeldyrt projekt på 4 kr/kwh i 1990 års samt ett men prisnivå dyrt,

om vi ser tillbaka 5

kostnadsmässigt ganska typiskt projekt, på kr/kWh

och göra en slags efterkalkyl eller kontrollstationskalkyl 1990. Det framgår inte klart av underlaget men vi förutsätter att ränta under

byggtiden ingår i dessa siffror. Vi kan exemplifiera

typen av projekt genom att plocka från listan av älvar. Då kan det

outbyggda billiga

projektet representera Pite älv, det medeldyra Flarkån och det

dyra

Råne älv; se Vattenkraft SOU 1983:49 3. För att få en

bilaga

jämförelse med de senaste kärnkraftsreaktorerna förlägger vi starttid-

134 Elmarknadens funktionssätt

punkten för projekten till 1985. Med beaktande av den realiserade prisutvecklingen under 1980-talet försöker vi besvara frågan vilket nuvärde, i kronor per kWh, som erhålls vid en framtida konstant

realprisnivå på elenergi på dagens nivå (18,2 öre per kWh), vid en real kalkylränta på 4 procent. Vi antar att projekten har en livslängd på 40

år varvid de årliga drifts- och underhållskostnaderna i vattenkraften uppgår till 2 öre per kWh. (Alternativt kan vi anta 60 års livslängd, men den lägre kapitalkostnaden, på 2 öre per kWh, motsvaras då av en 2 öre per kWh högre drifts- och underhållskostnad, varför lönsamhetsbilden ej förändras.) Som exempel på kärnkraft har vi valt Oskarshamn III, men en kalkyl för Forsmark 3 skulle ge ungefär samma resultat. Vi har utgått från den faktiska investeringskostnaden, realt konstanta drifts- och underhållskostnader och realiserad produktion

samt antagit 40 års livslängd och en genomsnittlig tillgänglighet under

resterande livslängd på 70 resp 80 procent. Resultatet av jämförelsen presenteras i figur 4.1.

Figur 4.1 Relativ lönsamhet kärnkraft - vattenkraft.

Nuvârde kr/kWh 1990 (1990 års prisnivå).

Kr/kWh

1 __,_-..

_-._

_-_--* __._.- _ _ ø _

_-_

llIllIIIIIIllllllllllllllllllllI|I||I|||

1995 1990 1995 2000 1995 2000 2015 2020 Är

Beteckningar:

“

Kärnkraft OI II: 80°/o

-

OI 1 I: 70%

Vattenkraft ----

3Kr/kwh

‘—— 4Kr/kWh

Elmarknadens funktionssätt 135

Som av figuren är den förväntade lönsamheten för OIII högre

framgår

vid såväl 70 som 80 procents tillgänglighet än för samtliga vattenkrafts-

projekt av vilka endast 3-kronorsprojektet kan förväntas uppnå positiv

lönsamhet. Intressant att notera är också den lägre investeringsriskprofilen för kärnkraften med en flackare nuvärdekurva.

Slutsatsen av detta exempel är entydig. Den vattenkraft som byggts ut

med kärnkraften har varit mycket dyr och endast ett fåtal

parallellt

kan förväntas uppnå en real avkastning på 4 procent om inte

projekt

elpriserna stiger realt, t ex till följd av att kärnkraften awecklas. Sannolikheten är däremot stor för att även de senaste och dyraste kärnkraftsreaktorerna ska uppnå en avkastning på minst 4 procent.

till utbyggnaden av vattenkraft under de senaste decenni-

Förklaringen erna får förklaras med felslagna förväntningar i fråga om antingen

och kärnkraftens avveckling eller i låga

prisutvecklingen på elenergi kapitalkostnader för de investerande företagen, dvs en investerings-

krona har inte kostat företaget en hel krona. Vid intervjuer har privata företag förklarat sina investeringsbeslut med, dels att det fåtal projekt

som genomförts på den privata sidan tillhört lågkostnadsprojekten, dels

att investeringsfonder kunnat utnyttjas med ca 40 procents reduktion i kapitalkostnad. När det gäller Vattenfall, som svarat för den större

delen av kapacitetsutbyggnaden och genomfört många dyra projekt,

betonas framförallt hotet om kärnkraftsavvecklingen men även ansvaret för sysselsättningen i Norrland i kombination med förhoppningar om en framtida större utbyggnad av en eller flera orörda älvar. Osäkerheten på den senare punkten har lett till en kompetensuppehållande

vattenkraftsutbyggnadspolitik som kunde visat sig ekonomiskt för-

svarbar om ett par stora älvar frisläppts för utbyggnad. Vattenfalls goda ekonomiska situation, med en, fram till förändringen i avkastningskravet 1989, reell marginalskatt på 100 procent genom indragning av överskotten till statskassan, har också bidragit till att kapitalkostnaderna uppfattats som låga. I vissa fall när Vattenfall ansett sysselsättningsprojekten som alltför olönsamma har riksdagen ansett

projekten så angelägna att den medgivit en direkt avskrivning av dessa

investeringar.

Om ett projekt i en kalkyl uppvisar ett negativt nuvärde innebär inte att projektet på sikt blir lönsamt bara därför att tiden går. Ett projekt som är olönsamt under vissa förutsättningar kommer alltid att förbli olönsamt om förväntningarna realiseras. Tiden botar inte dålig

lönsamhet. Den konkreta yttringen av ett investeringsmisslyckande

beror emellertid helt på förhållandet mellan kapitalkostnader och driftskostnader. Fördelen med att investera i kapitalintensiv teknologi, typ vattenkraft, är att investeringsmisslyckanden nästan aldrig syns. När investeringen har skett och kapitalet väl är sunk cost lönar det sig nästan alltid att utnyttja anläggningen. Eftersom Vattenkraftverk aldrig

136 Elmarknadens funktionssått

läggs ned på grund av för driftskostnader framstår därför

höga investeringarna alltid som lyckade.

Om däremot en och av för

oljekondensanläggning byggts, på grund

höga oljepriser fått korta driftstider och kanske efter år i

några lagts malpåse, skulle investeringsmisslyckandet framstått i full dager.

Ekonomiskt sett skiljer sig dock inte en i

misslyckad investering oljekondens, (under samma förutsättningar i övrigt) från en misslyckad investering i vattenkraft, även om vattenkraftanläggningen kommer att

utnyttjas med full kapacitet under hela sin livstid. Av 4.1

figur framgår

f ö att det vid dagens elprisnivå är mera lönsamt att ett

bygga

kärnkraftverk och aldrig starta detta än att ut Råneälven.

bygga

Den grundmurade uppfattning som ofta kommer till i den

uttryck

allmänna debatten att gammal vattenkraft har subventionerat utbyggnaden av kärnkraften i Sverige är inte utan det är snarare

korrekt,

så att gammal vattenkraft och kärnkraft fått subventionera

utbyggnaden

av en del vattenkraft och kraftvärme under de senaste decennierna. Svensk kraftindustri är såpass välkonsoliderad och marknadsmakten

såpass stor att investeringsmisslyckanden, i den begränsade omfattning

som det här är fråga om, inte lett till direkt av

någon utslagning företag.

Jämfört med alternativa teknologier som varit för

tillgängliga elpro-

duktion har dock vattenkraften varit billigare ända fram till 1970-talet, vilket lett till i länder med stor vattenkrafts-

lägre prisnivåer på elenergi

kapacitet. Vattenkraftens låga kostnader har lett till internationellt sett låga elpriser i Sverige, medan lönsamheten i kraftindustrin inte

tycks

ha awikit nämnvärt från övrig industri.

Hur ser det ut om vi blickar framåt? Vad har hänt kostnadssidan

på

sedan 1985, då de senaste kärnkraftsreaktorerna började producera el? Under denna period har byggkostnaderna mera än

stigit något konsumentprisindex samtidigt som kostnaderna för maskinkapital stigit långsammare. Eftersom byggkapitalandelen är i vattenkraften än högre

i kärnkraften indikerar detta att kärnkraftens konkurrenskraft ökat ytterligare i förhållande till vattenkraften. kärnkraft torde således

Ny

inte kosta mera idag än 1985. Med i vårt i

förutsättningarna exempel

figur 1 kostar ca 16-17 i 1990 års och ny kärnkraft öre/kWh prisnivå med en kalkylränta på 4 Detta kan med

procent. jämföras (de,

eftersom relativt

projekteringsunderlag saknas, osäkra) utbyggnadskost-

naderna för de största älvarna som SOU presenterades i Vattenkraft, 1983:49 med en kostnadsnivå ca 18-20 medan

på öre/kWh, övriga

vattenkraftsprojekt har kostnadsnivåer i intervallet 20-30 öre / kWh eller däröver.

Elmarknadens funktionssätt 137

Äldre vattenkraft

Rent intuitivt förefaller det mycket rimligt att äldre vattenkraft är mera lönsam än yngre. Det är också denna föreställning som bakom

ligger

den rådande differentieringen av vattenkraftsskatten med till

hänsyn

anläggningarnas ålder. samhällsekonomiskt är det givetvis också så att gammalt kapital i en viss mening är mera lönsamt än nytt. Vårt

samhälles hela kapitalstock i form av byggnader och anläggningar är

faktiskt en gåva från tidigare generationer. Det är dessa som genom sitt sparande avstått från konsumtion till förmån för vår

generation.

Kostnaden för stålet och betongen uppstod i form av minskat

utrymme för konsumtion vid den tidpunkten investeringarna genomför-

des. Investeringarna utgör sunk cost. en

Nyiuvesteringar utgör däremot

äkta resursuppoffring, men kommer samtidigt att utgöra vår till

gåva

framtida generationer. För att framtida generationer ska erhålla sina gåvor från vår generation krävs dock att de som investerar kan förvänta

sig täckning för sina investeringskostnader i form av tillräckliga

driftsöverskott i sina anläggningar. I detta sammanhang kan vi inte

bortse från kapitalkostnaderna.

Ju mera kapitalintensiv en verksamhet är desto lönsammare framstår den när vi bortser från kapitalkostnaderna. Vattenkraftens kostnadskarakteristika döljer lätt dess reella kostnader. Jag har under arbetet med utredningen hos många funnit en tendens att bortse från Vattenkraftens höga investeringskostnader, och eftersom dessa är så dominerande uppfattas denna som och mera lönsam än den

billigare

egentligen Endast om vi bortser från tidigare

generationers

uppoffringar av arbetskraft och kapital, och betraktar vattenkraften som en gåva från tidigare generationer, kan vattenkraften betraktas som billig. Men med samma argument är också t ex vårt boende

mycket

billigt och bostadssektorn mycket lönsam.

När vi inte kan bortse från kapitalkostnaderna blir om äldre

frågan

vattenkraft är mera lönsam än yngre högst relevant. är inte

Frågan

entydig utan kan preciseras på ett par olika sätt.

Låt mig börja med Skulle en av inve-

följande precisering: genomgång steringsprojekten på vattenkraftsidan visa att investeringsprojekt som genomfördes för 50 år sedan i genomsnitt ett uppvisade högre nuvärde, vid given nivå på kalkylräntan, än de

investeringsprojekt som genom-

fördes för 40 eller 30 år sedan? Svaret denna är med stor

på fråga

säkerhet nej. A priori finns det inget som att äldre vatten-

tyder på

kraftsprojekt skulle vara mera lönsamma än yngre. Den bild jag har av

investeringsprocessen inom kraftindustrin är att när potentiella projekt

förväntas generera ett positivt nuvärde, vid en viss så

kalkylräntenivå,

genomförs i allmänhet i en

investeringen. Investeringsprocessen

expanderande bransch har alltså i grova drag karaktären av en ström av potentiella investeringsprojekt som successivt realiseras allteftersom

138 Elmarknadens funktionssätt

de passerar lönsamhetsgränsen. Detta innebär att även om vattenkraftsprojekt med gynnsamma lägen tas i anspråk tidigt så kan man förvänta

sig att lönsamheten i dessa tidiga projekt ligger på ungefär samma nivå

som lönsamheten i senare projekt med sämre lägen, därför att dessa senare projekt inte realiseras förrän lönsamhetsgränsen passerats. Med denna bild av investeringsprocessen finns det tre olika orsaker till variationer i lönsamhet mellan projekt:

1. Tillståndsprocessen, bristande kunskap eller andra trögheter,

kan ha gett upphov till fördröjningar av vissa projekt vilka hinner uppnå en mycket hög lönsamhet innan de realiseras.

2. Förväntningarna om investeringskostnader och framtida

prisutveckling kan ha slagit fel vilket kan innebära att vissa

projekt får en lönsamhet över förväntan medan andra blir

olönsamma.

3. Marknadsförutsättningar och kalkylräntenivån kan ha förändrats

över tiden så att projekten vissa tidsperioder varit tvungna att

passera antingen en högre eller lägre tröskel för att accepteras.

Inget av dessa fall utgör ett stöd för hypotesen att äldre vattenkraftsprojekt skulle vara mera lönsamma än yngre. Däremot kan vi säkert finna en stor åldersoberoende variation i lönsamheten mellan olika projekt beroende framförallt på de två första orsakerna ovan. Vi har tidigare konstaterat att den äldre vattenkraften inte var speciellt billig att bygga ut, utan tvärtom tyder allt på att kostnadsnivån, genom

produktivitetsutvecklingen i vattenkraftsbyggandet, successivt sjunkit

fram till 1970-talet. Aven om vattenkraften byggdes ut så att de bästa

lägena först utnyttjades så var produktiviteten vid den tidpunkten så låg

att kostnaderna ändå blev höga jämfört med om motsvarande

utbyggnad skulle orts idag. Genomsnittligt sett har alltså äldre

vattenkraft varit dyrare att bygga ut än yngre, men samtidigt var

elprisnivân högre, varför det knappast finns någon anledning att

förvänta sig att lönsamheten var lägre i de äldre projekten än i de yngre, och jag kan inte finna något argument för att den borde varit

högre. Mig veterligt har heller inte konkurrensen inom elproduktionen

trendmässigt ökat och den vägen pressat lönsamheten i yngre anläggningar. Lönsamheten torde därför ha låg korrelation med an-

läggningarnas ålder.

(Däremot förhåller det sig utan tvivel så att den vattenkraft som byggts ut under 1970- och 1980-talen, parallellt med kärnkraftsutbyggnaden,

genomsnittligt sett uppvisar en mycket låg lönsamhet beroende på att

ett antal mycket olönsamma projekt genomförts under de senaste decennierna av rena sysselsättningsskäl, på grund av subventionerat kapital samt förväntningar om förtida aweckling av kärnkraften. Men

Elrnarknadens funktionssätt 139

det är inte sådana argument som ligger bakom den populära uppfattningen att äldre vattenkraft är mera lönsam än yngre.)

En alternativ precisering av frågan är följande: Har kraftindustrin i sina

investeringskalkyler av vattenkraftsprojekt systematiskt underskattat

lönsamheten genom att anta alltför korta livslängder, alltför höga

utbyggnadskostnader eller alltför lågt framtida elpris i investeringskalkylerna? Svaret på denna fråga är sannolikt nej. Livslängdsförvänt-

ningarna är, såvitt jag förstår, högst realistiska och mitt eget intryck av investeringsbedömningar inom kraftindustrin är att såväl kostnadskal-

kyler som intäktskalkyler snarare präglas av systematisk optimism än

pessimism. De höga rörelseöverskott vi idag observerar i äldre an-

läggningar kan i vissa anläggningar spegla en hög lönsamhet i andra endast utgöra bidrag till täckandet av kapitalkostnader i anläggningar

med genomsnittligt normal till negativ lönsamhet. Vi luras av det långa

tidsperspektivet att glömma de höga investeringskostnaderna för många

år sedan.

Mot bakgrund av ovanstående hoppas jag ha klargjort att anläggningars

ålder inte är en relevant utgångspunkt för en beskattning som på ett tillfredsställande sätt är korrelerad med anläggningars avkastningsförmåga. Föreställningen att äldre vattenkraft generellt sett skulle vara mera lönsam än yngre är ej korrekt annat än i den betydelsen att allt

kapital är en gåva från tidigare generationer.

Det kan tilläggas att det ligger i sakens natur att de löpande bokföringsmässiga överskotten från en anläggning i allmänhet ökar med åldern på anläggningen, ända fram till dess förnyelse, eftersom den ekonomiska avskrivningen av en anläggning oftast sker under en

kortare period än den tekniska livslängden. Denna speciella tidsprofil för kapitalkostnadernas bokföringsmässiga utveckling i en anläggning

får dock inte blandas samman med anläggningens lönsamhet utan

tidsprofilen beror på att kapitalkostnaderna inte fördelats jämnt över anläggningens livslängd, t ex beroende på en hög andel självñnansiering. Aven olönsamma anläggningar uppvisar fö samma tidsprofil för

överskotten. Lönsamheten för en kraftstation erhålles som det diskonterade nuvärdet av alla kostnader och intäkter, varför storleken på driftsöverskotten under enstaka år inte är någon god indikator på lönsamhet. När gamla anläggningar förnyas förvandlas överskotten återigen till underskott under en tidsperiod, men detta ska inte tolkas som tecken på att lönsamheten plötsligt försämrats.

4.5¶Generella motiv

för beskattning

Tre samhällsekonomiska motiv kan anföras som skäl för beskattning. Det första är det statsñnansiella motivet. Stat och kommun måste ta in skatt för att finansiera sina aktiviteter och upprätthålla samhällsekonomisk balans. Det andra motivet är det fördelningspolitiska. Syftet

140 Elmarknadens funktionssätt

är då inte primärt att erhålla skatteintäkter utan att omfördela inkomster mellan olika i ekonomin. har vi det

grupper Slutligen

allokeringspolitiska motivet. Då införs skatten för att förbättra ekonomins funktionssätt ivid mening genom påverkan av

produktionen

eller konsumtionen av vissa varor och tjänster. Ett är be-

exempel

skattning av negativa externa effekter i form av miljöpåverkan. Inte heller denna typ av beskattning syftar primärt till att generera skatteintäkter, utan till att i samhället.

påverka resursanvändningen

Vid utformning av samhällsekonomiskt lämpliga skatter är det två aspekter som måste awägas mot varandra, effektivitet och

nämligen

fördelning. En effektiv beskattning innebär att summan av

uppbörds-

och effektivitetskostnader till följd av bör vara så

beskattningen låga som möjligt för ett givet ñnansieringsbehov. Beskattning ger nästan

alltid upphov till sk skattekilar vilket kan leda till samhällsekonomiska effektivitetsförluster. Dessa har sin grund i skillnaden mellan konsu-

menternas betalningsvilja och producenternas marginalkostnad för den

minskade produktionen. Effektivitetsförluster så snart som en

uppstår

skatt påverkar hur mycket som produceras av en vara eller Låt

tjänst.

oss illustrera ett fall med en skatt en vara eller som leder till

på tjänst,

en skillnad mellan det pris köparen av varan eller betalar och

tjänsten

det pris säljaren erhåller; se 4.2.

figur

Utan skatt omsätts ;P enheter av varan till priset Skatten

po. representeras av den lodräta i gapet mellan utbuds och

linjen efterfråge-

kurvorna. Priset till producent (p-pris) sammanfaller inte med

längre

det pris konsumenten får betala och den omsatta kvantiteten

(k-pris)

sjunker till )7 .

Jämfört med utgångsläget utan skatt medför skatten att såväl utbud som efterfrågan påverkas vilket leder till en Den

lägre produktion.

samhällsekonomiska förlust som skatten ger upphov till uppgår approximativt till hälften av skattesatsen per enhet med

multipliccrad produktionsminskningen, dvs ytan av triangeln ABC i figur 4.2.

Elmarknadens funktionssätt 141

Figur 4.2 Övervältring av skatt

ÅPRS

EFTERFRÅGAN UTBUD

K-PRIS

j

Vs KVANTITET

yo

I figuren går det inte att utläsa om skatten av

lagts på produktionen

varan eller på konsumtionen av densamma. Effekterna blir desamma. Av figuren framgår också att även om produktionen av en vara beskattas, övervältras, i normalfallet, en del av skatten på konsumenterna. Omvänt drabbar en skatt på konsumtionen av varan också

producenterna. Den relativa lutningen på kurvorna, dvs graden av priskänslighet på utbud- respektive efterfrågesidan avgör skattebördans

fördelning. På kort sikt är ofta utbudet relativt prisokänsligt, varför en

varuskatt i hög utsträckning övervältras på producenterna. På lite

längre sikt, dvs så snart som lönsamhet för kapacitetsutbyggnader uppstår, kommer skatten i sin helhet att övervältras på konsumenterna eftersom skatten då är inbakad som en produktionskostnad i lönsam-

hetskalkylen.

142 Elmarknadens funktionssätt

För en allokeringspolitiskt motiverad skatt är syftet just att påverka

marknadens utbud av varor och tjänster. Väsentligt är att erhålla största möjliga effekt, i form av t ex minskade negativa externa effekter, till lägsta möjliga kostnad. Uppgiften blir då att välja så effektiva styrmedel som möjligt för att komma till rätta med ett

marknadsmisslyckande. Att t ex beskatta elanvändning för att minska utsläpp i samband med elproduktion är ett exempel på val av styrmedel

med låg effektivitet. Bättre alternativ är att införa gränsvärden för

utsläpp, avgifter på utsläpp av föroreningar eller handel med ut-

släppsrätter. Vid val mellan alternativa styrmedel måste dessas effekter i form av allokeringsförluster samt administrativa kostnader ställas mot intäkter i form av minskade utsläpp.

För en statsfinansiellt motiverad skatt är emellertid inte syftet att påverka produktion och konsumtion. Denna påverkan utgör tvärtom en icke önskvärd kostnad för beskattningen. Därför bör beskattningen vara så neutral som möjligt. En generell mervärdeskatt har i detta avseende stora förtjänster eftersom den ej snedvrider prisrelationerna mellan olika varor, medan särbeskattning eller punktbeskattning av enskilda varor ofta leder till betydande snedvridningar. En ur effektivitets-

synpunkt optimal punktbeskattning av varor innebär därför att varor med låg priskänslighet, sk nödvändighetsvaror eller basvaror, beskattas

relativt hårt medan varor med hög priskänslighet, t ex lyxvaror, beskattas relativt lågt.

En ur fördelningssynpunkt optimal beskattning innebär å andra sidan

ungefär motsatsen med en låg beskattning av varor som har höga konsumtionsandelar för låginkomsttagare och en relativt hög be-

skattning av varor med höga inkomstandelar hos höginkomsttagare.

På grund av höga samhällsekonomiska kostnader med fördelningspolitiskt motiverade skatter torde i allmänhet det statsfinansiella motivet överväga i beskattningen inom de flesta områden, medan andra

medel, främst transfereringar utnyttjas i fördelningspolitiken. Tyngdpunkten i denna utredning ligger också på beskattningens effektivitetsa-

spekter, men även fördelningspolitiska motiv har anförts för beskattning av vattenkraft.

4.6 på beskattning av naturresurser

Synen

I sökandet efter skatter med låga effektivitetsförluster riktas ofta blickarna mot naturresurserna i en ekonomi, speciellt jord och vatten men också mineraltillgångar och fossila bränslen. I varierande om-

fattning ger alla knappa naturresurser upphov till sk knapphetsräntor,

economic rents.

Även andra produktionsfaktorer kan, i varje fall på kort sikt, vara

knappa och generera knapphetsräntor. Kapitalets knapphetsränta har

Elmarknadens funktionssätt 143

fått en egen beteckning, kvasiränta. Den reella kostnaden i form av

den fysiska resursförbrukningen uppstår i och med att en investering genomförs. Ur samhällsekonomisk synvinkel utgör sedan kapitalstock-

en, som investeringen gett upphov till, i allmänhet sunk cost, dvs maskiner och anläggningar saknar alternativ användning. Detta betyder inte att kapitalet saknar värde för samhället, utan att det nu uppträder i en ny form, nämligen som en kapacitet. Denna kapacitet kan vara mera

eller mindre knapp, och den knapphetsränta som kapaciteten ger

upphov till benämnes kvasiränta. Kvasi indikerar att detta inte är

någon äkta knapphetsränta, eftersom kvasiräntan har sin motsvarighet

i en kostnad och är nödvändig för företagets överlevnad, om detta ska

kunna betala ränta och avskrivningar på sina investeringar.

Som vi ska se i detta avsnitt utgör beskattning av knapphetsräntor, rent recovery, ett klassiskt tema inom nationalekonomin. En beskattning av jord och vatten har traditionellt ansetts ha låga kostnader

eftersom tillgångarna är begränsade och utbudet prisokänsligt. I viss

utsträckning har, som senare diskuteras, denna uppfattning modifierats i modern skatteteori genom beaktandet av vissa dynamiska effekter.

Uppfattningen att knapphetsräntor borde beskattas hårt framfördes med stor kraft redan av de s k fysiokraterna under senare delen av 1700-talet. Dessa hävdade att jorden var basen för allt värde och därmed för all

beskattning.

Adam Smith vidareutvecklade tankegångarna, men det var först i och med Ricardo som fenomenet economic rent genomgick en grundlig ekonomisk analys.

I sin bok Principles of Political Economy and Taxation (1817) utvecklar Ricardo sina teorier för bl a jordränta, beskattning och utrikeshandel. Delvis bygger Ricardo på Malthus som i en tidigare bok, An Inquiry into the Nature and Progress of Economic Rent, (1815) analyserade effekterna på knappheten av naturresurser förorsakade av befolkningsökningen. Det var förhållandet att olika typer av jord gav upphov till olika avkastning som Ricardo observerade, och som

utgjorde utgångspunkten för hans resonemang om fördelning av

inkomster och beskattning.

Med jordränta avsåg Ricardo

that compensation, which is paid to the owner of land for the

use of its original and indestructible powers.

Det är det faktum att en resurs är begränsad samt av olika kvalitet som ger upphov till jordränta. Priset på varan bestäms ju så att den sist

ianspråktagna (och därmed lägst avkastande) jorden ändå lönar sig att

bruka. Därmed uppstår överskott på mer avkastande jordar. På

144 Elrnarknadens funktionssätt

resurser som är outtömbara och till varje individs disposition finns inga priser (eller jordräntor). Som exempel nämner Ricardo luft och vatten.

(Detta var före miljöförstöringens tid.)

Ricardo betonar, i motsättning till tidigare ekonomer, framförallt

efterfrågesidans betydelse för omfattningen av jordräntorna. Men han begränsar inte förekomsten av jordränta till enbart jordbrukets

avkastning. Tvärtom säger han

If air, water, the elasticity of steam, and the pressure of the

atmosphere were of various qualities; if they could be approp-

riated and each quality existed only in moderat abundance, they,

as well as the land, would afford a rent, as the successive

qualities were brought into use.

Ricardo konstaterar alltså att läges- eller knapphetsräntor kan uppkomma inom många områden, och den moderna synen är att

knapphetsräntor kan uppstå för alla produktionsfaktorer. Från den ekonomisk-politiska debatten känner vi t ex igen termen utbildnings-

ränta, dvs en form av överlön på arbetskraft med specialiserad utbildning eller unik kompetens i kombination med starkt efter-

frågeöverskott.

Såväl jordbruksmark som de som för

naturliga fallhöjder utnyttjas

vattenkraftsproduktion i väl de villkor som krävs för

Sverige uppfyller uppkomsten av lägesräntor. Men detta gäller också t ex skog, där

boniteten varierar starkt med latitud och terräng.

För vattenkraften är det för det första frågan om naturgivna

pro-

duktionsbetingelser av olika kvalitet (fallhöjd och vattenföring). Vidare förekommer fallhöjderna endast i viss begränsad omfattning. Slutligen är äganderätten (i form av en sakrätt av servitutskaraktär) väl

definierad (se kapitel 6) och för all tid given innehavaren av en s k

strömfallsfastighet. Fortsättningsvis, när vi talar om lägesränta från

vattenkraftsproduktion, kommer vi ibland att använda de mera träffande termerna fallränta och vattenränta.

Det centrala för Ricardo vid av är

beskattning jordbrukets avkastning

att beskatta i förhållande till förekomsten av just jordränta och inte

beskatta jordbrukets avkastning generellt. Mot en jordränteskatt ställer

Ricardo en generell skatt på odlingsbar jord och konstaterar att en sådan skatt innebär en skatt på produktionen och leder därmed till prishöjningar. En sådan skatt är därför inte effektiv.

Som framgår av diskussionen ovan har de

grundläggande beskattningsprinciperna en lång förhistoria.

Elmarknadens funktionssätt 145

4.7 kvasiräntor och övervinster

Lägesräntor,

Inom kraftproduktionen generellt och vattenkraftproduktionen speciellt kan vi urskilja två olika typer knapphetsräntor, nämligen lägesräntor

och kvasiräntor. Generellt kan vi definiera en knapphetsränta som det överskott som tillfaller ägaren till en produktionsfaktor efter det att de variabla produktionsfaktorerna har erhållit ersättning i förhållande till sina alternativkostnader. I en resultaträkning för ett projekt utgörs

knapphetsräntan av rörelseöverskottet före avskrivningar.

Om kapital är den enda fasta produktionsfaktorn benämnes hela överskottet kvasiränta. Om även läget är en knapp resurs består rörelseöverskottet av en kombination av kvasiränta och lägesränta. Om kvasi-

räntan antas motsvara ränta och avskrivningar på kapitalstocken

framträder lägesräntan som en nettovinst: se figur 4.3 för en illustration

av begreppen.

Figur 4.3 Ekonomiska överskott inom en bransch

PW3

EFTERFRÅGA N

ENHETS UTBUD

‘KOSTNAD A

JÄMVIKTSPRIS

REN V|NST E

KVASlRÄNTA

y° y* KVANTITET

146 Elmarknadens funktionssätt

Figuren illustrerar en sektor med ett antal anläggningar av olika ålder och modernitet. Höjden på staplarna anger de variabla produktionskostnaderna, löner, energi- och råvarukostnader, medan bredden

på en stapel anger anläggningens andel av sektorns totala kapacitet. Anläggningarna är således rangordnade efter stigande rörliga pro-

duktionskostnader. Den tekniska utvecklingen leder i allmänhet till att

yngre anläggningar har lägre rörlig kostnadsandel och högre kapital-

kostnadsandel än äldre anläggningar. Längst till vänster i figuren ser vi

en ny anläggning, och höjden på stapeln anger i detta fall såväl rörliga kostnader som kapitalkostnader, dvs den totala genomsnittliga produktionskostnaden ofta kallad den långsiktiga marginalkostnaden.

Vid långsiktig jämvikt i en bransch med väl fungerande konkurrens kommer prisnivån att sammanfalla med denna långsiktiga marginalkostnad. På kort sikt, eller vid bristande konkurrens, kan dock

prisnivån, som i figuren, överstiga den långsiktiga marginalkostnaden

om jämvikt ska råda på marknaden.

Ytan mellan den heldragna prislinjen och staplarna anger det totala ekonomiska överskottet efter det att de variabla produktionsfaktorerna erhållit sin ersättning vilken uppgår till ytan under staplarna. Det totala ekonomiska överskottet kan delas upp i två delar, dels ersättningen till kapitalet, dvs kvasiräntan, vilken representeras av ytan under den streckade linjen, dels ren vinst vilken utgörs av ytan mellan den

heldragna och den streckade linjen.

På en konkurrensmarknad utgör den rena vinsten en lägesränta, medan den på en monopoliserad marknad också innefattar monopolränta. Ett

hypotetiskt långsiktigt jämviktsläge för branschen är punkten E till

höger i figuren, med en produktionsvolym y’. Orsaken till att den

faktiska produktionsvolymen endast uppgår till ,P kan dels vara fysiska

eller politiska resursbegränsningar, t ex att all vattenkraft är utbyggd respektive att förbud gäller för vidare utbyggnad, dels ligga i en

bristande konkurrens i branschen som förhindrar prispressande

investeringar i ny produktionskapacitet.

Lägesräntor är inte ovanliga inom energisektorn. I speciellt stor

omfattning förekommer de inom olje- och gasutvinning, men även vattenkraft, vindkraft och kraftvärmeproduktion ger upphov till

lägesräntor. Förbudet mot ytterligare utbyggnad av kärnkraften kan, i varje fall på sikt, komma att ge upphov till en form av teknologiränta eller snarare politikränta.

Begreppet övervinst är svårare att definiera. Rimligen måste det avse en situation med “onormalt hög vinst, ofta oförtjänt stor vinst. Begreppet förutsätter således att en precis innebörd kan ges åt termen normal vinst.

Elmarknadens funktionssätt 147

En tänkbar definition av normal vinst är den vinst företaget får när

avkastningen på samtliga investeringar är lika med den man förväntade sig när de genomfördes. I sådana förväntningar ligger också en risk-

premie inbakad, varför nivån på den normala vinsten varierar mellan olika sektorer med hänsyn till risknivån. Ar den realiserade avkastningen större än den förväntade gör företaget en övervinst (windfall

gain) på investeringen, är den realiserade avkastningen lägre innebär

det en undervinst (windfall loss). En fördel med denna definition är att den motsvarar den vinst som företaget får när avkastningen på samtliga investeringar är lika med den man förväntade sig när de genomfördes. Denna definition motsvarar den vinst som företagen har

när företagen befinner sig i långsiktig jämvikt och inget oförutsett skett sedan investeringarna genomfördes.

På en väl fungerande konkurrensmarknad karakteriseras långsiktig

jämvikt av att priset på en vara är lika med långsiktig marginalkostnad, vilket betyder att företagens avkastning på insatt kapital är lika med det avkastningskrav (inklusive riskpremie) de haft på sina investeringar. En

övervinst skulle enligt detta synsätt föreligga om de faktiskt realiserade

täckningsbidragen av någon anledning vore högre än man räknade med

när investeringarna genomfördes. Det kan i sin tur bero att

på

marknadspriset blivit högre än man räknade med, eller att driftskost-

naderna blivit lägre, eller att investeringarnas livslängd blivit längre än

man initialt räknade med.

Det är viktigt att observera att övervinster i denna mening förutsätter att utvecklingen inte är förväntad. Förväntade extraordinära överskott under en tidsperiod vid på en viss marknad kommer i

investeringar

jämvikt att dräneras av underskott i andra perioder, till

exempel genom att investeringar tidigareläggs. Antag exempelvis att företagen

förväntar sig en prisökning från och med en viss tidpunkt därför att

den långsiktiga marginalkostnaden för ny kapacitet kommer att vara

högre. Det betyder att de kommer att göra extra-vinster på kapacitet som byggs innan kostnadshöjningen. Men sådana extravinster ökar

avkastningen på tidigare investeringar och det blir lönsamt att öka och

tidigarelägga planerade investeringar.

Förväntade extraordinära vinster tenderar således att elimineras

genom ett tillflöde av Men om av

investeringskapital. investeringstillfällena någon anledning är begränsade kan inte jämviktsmekanismen med

ökade investeringar verka fullt ut. Om investerare förväntar

sig högre

elpriser i framtiden blir det mer lönsamt

att äga och driva till exempel Vattenkraftverk. Om det inte fanns någon brist på outbyggda vatten-

krafttillgångar skulle dessa vinstförväntningar leda till så pass mycket

investeringar i vattenkraft att kraftpriset drevs ner till vattenkraftens långsiktiga marginalkostnad och därmed eliminerade en förväntad extraordinär vinst. Men med en reell knapphet på oexploaterade

vattenkrafttillgångar kan denna jämviktsmekanism inte verka. Resul-

148 Elmarknadens funktionssätt

tatet i stället att värdet av den - vattenkraften -

blir knappa tillgången

Ökar. Agarna av denna knappa tillgång kan därmed tillgodogöra sig en s k jordränta som är lika med knapphetsräntan minus den historiska

kapitalkostnaden.

På en marknad kan extraordinära vinster uppkomma av fyra skäl:

1. På grund av vid investeringstidpunkten icke förväntade föränd-

ringar i utbud och/eller efterfrågeförhållanden. Ungefär lika vanligt torde vara att förväntningarna slår_ _fel åt andra hållet så

att icke förväntade förluster uppkommer. Aven om vår kunskap

är mycket mager när det gäller sambandet mellan ex ante

avkastning och realiserad avkastning på investeringar, ligger det

i sakens natur att stora avvikelser är det normala.

2. Olika typer av fysiska restriktioner eller begränsningar i

tillgången på vissa lägen s k lägesräntor.

3. Politiska restriktioner på utnyttjandet av vissa teknologier s k

politikräntor.

4. En fjärde orsak till en lönsamhet över genomsnittet kan vara

bristande konkurrens på en marknad vilken ger upphov till

monopolvinster.

I det första fallet beror den höga vinsten på att företaget dragit en vinstlott i ett lotteri, medan den i fall 2 beror på att företaget råkat bli ägare till en naturresurs med knapphetsvärde och i fall 3 ägare till en

lågkostnadsteknologi i vilken nyinvesteringar förbjuds. I fall 4 kan den

höga lönsamheten bero på att företaget dragit en vinstlott i sin FoU-

verksamhet, men den kan också bero på att företaget utnyttjat sin

marknadsmakt för att förhindra konkurrenter tillträde till marknaden och självt underlåtit att investera. Det är inte självklart i vilket eller vilka av dessa fall som de extra-ordinära vinsterna också ska betecknas som övervinster varför termen övervinst i görligaste mån bör undvikas.

I botten på termen ligger uppfattningen att vinsterna är oförtjänta och bör beskattas. Det är lätt att tänka sig att sådana vinster kan uppfattas som oförtjänta i samtliga fall ovan. Det hävdas ibland att vinster under punkt 1 ovan är ett resultat av risktagande och därmed mindre oförtjänta, medan vinster under punkt 2 utgör en riskfri avkastning som bör beskattas. Detta kan möjligen vara fallet i ett hundraårsperspektiv, men

i ett mera rimligt tidsperspektiv framstår investeringar i branscher med läges- och politikräntor, på grund av risker för politiska ingrepp i tillägg till marknadsrisker, snarast som mera riskfyllda än investeringar i andra branscher. (Att börsnoterade kraftföretag tycks uppvisa mycket

låga s k beta-värden motsäger inte detta utan dessa torde snarare

reflektera regleringssystemet och marknadsmakten.)

Elmarknadens funktionssätt 149

4.8¶Beskattning av kraftproduktion

Aven om det förekommit temporära inslag av övervinstbeskattning i Sverige såväl generellt som för enskilda branscher, är det utanför fastighetssektorn endast kraftsektorn som motiverat en mera perma-

nent särbeskattning.

En av uppgifterna för denna utredning är att klargöra förutsättningarna för en ökad beskattning av kraftproduktionen. Av central betydelse för

en effektiv utformning av en sådan beskattning är då att granska de motiv som anförs.

I utredningsdirektiven förutsätts att priserna på el med stor sannolikhet kommer att stiga under 90-talet. Orsaken är främst den sk omställ-

ningen av energisystemet (varav kärnkraftsawecklingen är en viktig del)

men även andra faktorer (t ex höjningen av Vattenfalls avkastningskrav) är av vikt. Detta kommer att medföra att vinsterna ökar i existerande kraftanläggningar, t ex i vattenkraftstationer. En beskattning av kraftproduktion antas vidare kunna ske till låga effektivitetskostnader under förutsättning att skatten inte påverkar elprisnivån. I samband med omställningen av energisystemet kommer vidare företag och hushåll att få acceptera högre elpriser. I en sådan situation

skulle det kunna uppfattas som oskäligt om vissa kraftproducenter gör

stora vinster. Detta aktualiserar också frågan om beskattning.

Vad som bör utredas är alltså storleken av de vinster som kan uppkomma inom kraftindustrin, samt i de fall dessa vinster blir betydande föreslå hur dessa vinster i ökad utsträckning ska komma hela samhället till del. Vägledande bör vara att begränsa de samhällsekonomiska kostnaderna till följd av skatten, samt att beskattningen

gradvis ska kunna anpassas till ökningen av elpriserna.

Av direktiven framgår alltså såväl det statsfinansiella motivet (låga

effektivitetskostnader) som det fördelningspolitiska motivet (oskäliga

vinster p g a omställningen av energisystemet). Av intresse är att det

fördelningspolitiska motivet är kopplat till den s k omställningen av energisystemet. För ökat beskattningsutrymme enligt det statsfinansiella

motivet finns emellertid ingen sådan koppling (elpriserna uppges kunna

stiga även av andra skäl än omställningen).

När det gällde motiveringen för den befintliga vattenkraftsskatten,

införd 1983, anfördes också här såväl det fördelningspolitiska som det statsfinansiella motivet. Det fördelningspolitiska motivet utgick ifrån behovet att förhindra en alltför snabb prisutveckling vid försäljning av

äldre vattenkrafttillgångar (spekulation). Behovet av förstärkning av

statsbudgeten anfördes vidare explicit. Skatten borde inte påverka

prisnivån, och för att åstadkomma en koppling mellan anläggningars lönsamhet och dess skattebelastning förespråkades en efter anlägg-

150 Elmarknadens funktionssätt

ningarnas ålder differentierad beskattning (se vidare avsnitt 2.2). Man var alltså uppmärksam på det faktum att lönsamhetsförhållandena

varierade kraftigt mellan olika vattenkraftanläggningar och ville på

detta sätt ta hänsyn till detta förhållande då skattebördan skulle fördelas.

Vilka motiv föreligger då för en särskild skatt på vattenkraft?

Utgångspunkten för en särbeskattning måste vara att det förekommer någon form av beskattningsbara överskott som ej bör tillfalla pro-

ducenterna (fördelningsmotivet), samtidigt som det är möjligt att

beskatta dessa till låga samhällsekonomiska kostnader (effektivitetsmo-

tivet).

Vattenkraften kan, vid första påseendet, ge intryck av att vara en attraktiv skattekälla. Eftersom vattenkraften är mycket kapitalintensiv och driftskostnaderna låga kan utbudet betraktas som konstant, så länge prisnivån överstiger driftskostnaderna. Ett konstant utbud innebär

att den producerade volymen ej påverkas av pris- eller skatteförän-

dringar så länge som företagen får täckning för driftskostnaderna. En skatts enda effekt är att reducera säljarens pris med skattens belopp. Detta illustreras i figur 4.4.

Utbudet år yp oavsett pris, medan efterfrågan ges av efterfrågekurvan.

Utan skatt är jämviktspriset Om en skatt införs påverkas

po. ej

konsumentpriset, medan det pris producenten erhåller uppgår till p°

minus skatten. Hela skatten övervältras således på säljaren. Det är sannolikt denna stiliserade modell som ligger bakom föreställningen att en skatt har små effektivitetskostnader.

på befintliga krafttillgångar

Elmarknadens funktionssätt 151

Figur 4.4 Övervältring av skatt vid oelastiskt utbud

Å PRIS

EFTERFRÅGAN

UTBUD

K-PRIS

9°

E

M

y° KVANTITET

Ett företag med vattenkraftkapacitet har inte någon alternativ användning för sin realkapitalstock utan företaget kommer att utnyttja den för att producera elenergi så länge som marknadspriset minus

skatt är högre än driftskostnaden. Företagets utbud är således helt prisokänsligt. Samma situation gäller rimligen för alla vattenkraftföretag, varför marknadens utbud också är helt prisokänsligt. En skatt

på befintliga vattenkrafttillgångar leder därför inte till några effektivi-

tetskostnader alls så länge priset efter skatt är högre än driftskostnaden. Enda effekten blir att företagets intäkter minskar med skattebe-

loppet, dvs en inkomstomfördelning till statskassan.

152 Elmarknadens funktionssätt

Detta i sig motiverar emellertid inte en särbeskattning av just vattenkraftanläggningar. Samma resonemang kan användas för alla typer av investeringar som när de väl är genomförda saknar alternativ användning. Sådana irreversibla investeringar karakteriseras av att

investeringskostnaderna är sänkta historiska kostnader när investering-

en väl är genomförd. Sänkta kostnader påverkar inte beslut

företagets

att utnyttja en befintlig anläggning. Företaget kommer alltid att ha

incitament att producera så länge det erhåller ett positivt täcknings-

bidrag, vilket innebär att en skatt som inte helt eroderar täckningsbidraget inte har någon effekt på produktionen och därmed till synes inte heller några effektivitetskostnader.

Det finns dock två svagheter i det här resonemanget. För det första innebär skatten en finansiell förlust om är än

täckningsbidraget lägre

kapitalkostnaderna för investeringen, vilket inte är en hållbar situation på sikt för företaget. Det måste då rekonstrueras finansiellt, det vill säga de beskattade tillgångarna måste skrivas ner till ett värde som i princip motsvarar det förväntade värdet av framtida täckningsbidrag efter skatt. Skatten innebär således en avtappning av företagets

eget kapital. I värsta fall måste rekonstruktionen ske genom att

företaget

försätts i konkurs, och _skatten kommer då också att betalas av företagets kreditgivare. Aven om skatten inte har några effektivi-

tetskostnader i den meningen att omfattningen av elproduktionen

påverkas, så är det faktum att skatten införs när redan

investeringen gjorts, och företagets ägare och kreditgivare därmed sina

ort

åtaganden, en form av retroaktiv (om än ej i grundlagens mening) beskattning. Det är därför en betänklig skatteprincip. Ett möjligt

försvar för en sådan skatt skulle dock kunna vara att den införs därför att företagen av någon anledning har onormalt höga vinster. Då behövs ingen finansiell rekonstruktion av företaget, utan skatten kommer att tas från en onormalt hög tillväxt av företagets

egna

kapital.

För det andra gäller att, om företaget förväntar sig en skatt på investeringen när den väl är genomförd, och därmed en finansiell

förlust, har det naturligtvis inga incitament att genomföra investeringen,

vilket betyder att skatten trots allt kan leda till effektivitetskostnader i form av reducerade investeringsincitament. Om irreversibla investeringar beskattas i efterhand på något håll i ekonomin kan man förvänta att det negativt påverkar benägenheten att fatta irreversibla och

långsiktiga investeringsbeslut.

Företagens uppfattning om vad det exakt är som beskattas är generellt

betydelsefull för effekten på investeringsincitamenten. Om det verkligen bara är befintlig kapacitet vid en viss tidpunkt som beskattas, och det uppfattas som trovärdigt att skatten aldrig kommer att utvidgas till nytillkommande anläggningar eller att någon liknande skatt införs på annat håll i ekonomin, uppkommer knappast några investeringseffekter.

Elmarknadens funktionssätt 153

Problemet ligger dock just i att göra det trovärdigt att skatten inte kommer att utvidgas till nyare anläggningar när väl dessa finns på plats. Vid varje tidpunkt kommer det att finnas en befintlig vars

kapacitet

utbud är helt prisokänsligt och som därför till synes kan beskattas utan några effektivitetskostnader. Har man väl en gång börjat beskatta befintlig kapacitet med argumentet att dess utbud är prisokänsligt, och

att skatten därför har en låg effektivitetskostnad, kommer företagen

rimligen att förvänta sig att staten har samma incitament även vid framtida tidpunkter. En skatt på befintlig kapacitet leder sannolikt till förväntningar om liknande skatter även i framtiden och torde därför leda till negativa effekter och därmed till

på investeringsincitament

effektivitetskostnader av sedvanligt slag.

Nu kan man eventuellt hävda att dessa är mindre

trovärdighetsproblem

framträdande just för vattenkraftkapacitet. Vattenkraften är mer eller mindre fullt utbyggd, varför eventuella negativa effekter på incitamen-

ten för nya vattenkraftsinvesteringar kan vara av mindre betydelse. Pro-

blemet är att effekterna inte avgränsas till

på investeringsincitamenten

just den kapacitet som beskattas, utan de kan i för alla

princip uppstå typer av irreversibla investeringar. Effekten på investeringsincitamenten kan därför vara en potentiellt mycket betydelsefull effektivitetskostnad, om det inte kan göras trovärdigt att skatten på befintlig kapacitet verkligen är en engångsföreteelse.

En sådan trovärdighet är möjligen enklare att om en skatt

skapa på

befintlig kapacitet införs i samband med att någon form av extraordinära vinster eller intäkter uppkommit, till en

exempel genom

oväntad prishöjning på den vara som Om

produceras. företagen

bedömer det som osannolikt att liknande extraordinära inkomster ska

uppstå även för nytillskott i kapaciteten, ökar för att trovärdigheten

skatten verkligen bara vilket skulle minska de

gäller befintlig kapacitet,

negativa effekterna

på investeringsincitamenten.

Sammanfattningsvis kan vi konstatera att effektivitetsproblemet vid

beskattning av vattenkraft främst gäller de långsiktiga effekterna på investeringsincitamenten, och då inte endast inom kraftsektorn utan mera generellt i ekonomin. Positiva kvasiräntor eller

täckningsbidrag

är en förutsättning för företags överlevnad. Att ha sådana

täckningsbidrag som utgångspunkt för beskattning av ter just kraftproduktion sig

därför föga tillfredsställande. Och generellt skulle en av

beskattning

kvasiräntor leda till förödande incitament i

investeringsverksamheten

i en ekonomi.

Ett motiv för att ändå införa en skatt på en viss marknad skulle då vara

att företagen av någon anledning gör onormalt stora vinster, sk

övervinster. Övervinster skulle då kunna definieras som att realiserad vinst under en period överstiger förväntad vinst. Detta kan

uppkomma

då

154 Elmarknadens funktionssätt

- varan blir än förväntat

priset på högre

- kostnaden för blir än förväntat

produktionen lägre

- blir än förväntat

projektets livslängd längre

-

monopolmakt

Det föreligger emellertid alltid en naturlig spridning av risker och vinster. I en marknadsekonomi är det en av de centrala utgångspunkterna för att erhålla incitament till marknadsanpassningar. Att lägga en statistisk övervinst som grund för beskattning av ett enskilt

företag eller anläggning vore således mycket vanskligt och skulle kunna

drabba enskilda företag mycket hårt. Om bristande konkurrens

föreligger bör denna påverkas av konkurrenspolitik och inte genom beskattning. Motiv för en särskild beskattning av kraftföretag måste

därför sökas på annat håll.

Krzapphetsräntor

Det klassiska motivet i skattelitteraturen är att det av något skäl föreligger fysiska restriktioner för vissa typer av investeringar, som

medför att lönsamheten vid kapacitetstaket överstiger avkastningen i

en delbransch eller i andra branscher. Det skulle med andra ord vara lönsamt att investera ytterligare i denna typ av teknik om det vore

möjligt.

Vari består då dessa restriktioner när det

fysiska gäller kraftpro-

duktion? Dessa kan ha två olika karaktär. I det ena fallet har vi politiska bestämmelser som begränsar utbyggnaden av viss kraft, t ex förbudet mot utbyggnad av kärnkraft och större vattenkraftanläggningar. Detta driver på sikt upp elpriserna och medför då ökade

vinster, politikräntor, i befintlig vattenkraft (men också i alla andra

kraftslag).

Det andra fallet är när de naturgivna förutsättningarna i sig utgör en restriktion för viss typ av verksamhet. Detta gäller vid ianspråktagande

av naturliga fallhöjder för vattenkraftsproduktion. Vi har då en

verksamhet som ger upphov till lägesräntor.

Det är just förekomsten av lägesräntor som enligt min mening kan anföras som motiv för beskattning av viss kraftproduktion, framförallt vattenkraft men i princip också kraftvärme och kanske i någon avlägsen framtid vindkraft. Politiska restriktioner påverkar lägesräntornas omfattning men är i sig är svårare att anföra som motiv för beskattning

av kraftproduktion. För det första finns det trovärdighetsproblem och politisk oenighet kring de beslut som ger upphov till de politiska

knapphetsräntorna. Detta gäller såväl beslutet om kärnkraften som stoppet för vattenkraftutbyggnaden. För det andra finns det många

andra områden där politiska beslut påverkar lönsamhetsutvecklingen och inkomstfördelningen utan att detta är föremål för särbeskattning

Elmarknadens funktionssätt 155

(eller subventionering). Tvärtom kan man hävda att det är speciellt viktigt att inte investeringsincitamenten i påverkas ytterligare negativ

riktning i branscher med stora risker för politiska ingrepp. Enligt min uppfattning vore det därför mycket olämpligt med en särskild beskattning av rörelseöverskotten i kärnkraftverk eller andra kondensan-

läggningar. Det förbud som nu gäller för ytterligare investeringar i ny

kärnkraft kan visserligen ge upphov till en form av men

politikränta,

mot detta ska ställas, att denna politikränta kan visa sig vara temporär antingen genom att anläggningarna awecklas i förtid eller att kärnkraften åter blir en tillåten teknologi varvid åter kommer

nyinvesteringar att ge upphov till en pris- och lönsamhetspress.

Utredningens utgångspunkt i det följande är således att det är före-

komsten av lägesräntor inom kraftproduktionen som kan motivera en särskild skatt. Förändringar i elpriset diskonteras i förändrade

genast fastighetsvärden på vattenkraft och kraftvärme. Skattemotivet gäller

givetvis generellt för alla typer av fastigheter, t ex jordbruk, skogsbruk och hyresfastigheter, där förändringar i mer eller produktpriserna

mindre omedelbart diskonteras i fastighetsvärdena.

Själva förekomsten av lägesräntor som inkomstkategori innebär

emellertid inte att de är lätta att identifiera och beskatta en

genom

speciell vinstbeskattning. Lägesräntor har nämligen en tendens att

omvandlas från vinster till kostnader. När tillgångar byter ägare

ingår

lägesräntorna i tillgångarnas värde och utgör därmed en kostnad för den nye ägaren. Aven om är ändå

tillgångarna aldrig bytt ägare fördelningseffekterna godtyckliga på så vis att en viss generation

drabbas av hela skattebördan. Om beskattning av lägesräntor ska

utnyttjas som ett fördelningspolitiskt instrument utan godtyckliga

effekter i enskilda fall krävs det att träder i

egentligen beskattningen

kraft så snabbt efter en icke förväntad den aktuella

prisökning på

slutprodukten att lägesräntorna ej hunnit omvandlas till kostnader. Det är endast då som lägesräntorna har karaktären av windfall

gains. Fördelningsargumentet mister ytterligare i styrka när det den gäller

svenska vattenkraften eftersom denna till ca 70 procent är

samhällsägd (och med 10 procentenheter ägd av försäkringsbolag och pensions-

fonder, i huvudsak genom Liknande

sale-lease-back-avtal). argument

kan anföras beträffande kraftvärmen. Det är således främst av effektivitetsskäl som en särskild beskattning av lägesräntorna i vattenkraft och kraftvärme kan motiveras och som speciellt kan motivera en reformering av den existerande beskattningen. Rättviseeller fördelningsskäl är däremot svåra att anföra.

Övervâltring av skatt

Effektivitetsskäl talar för att beskattningen bör utformas så att skatten inte övervältras framåt på konsumenterna utan

genom högre elpris

enbart riktas mot lägesräntorna. Enligt borde den

prop 1982/83:50

156 Elmarknadens funktionssätt

redan införda producentskatten i princip inte kunna övervältras på konsumenterna via höjda elpriser. Bakom denna förhoppning torde legat den enkla läroboksmodellen representerad av figur 4.5. Problemet är att förutsättningarna för denna modell ej är helt uppfyllda på den

svenska elmarknaden. Modellen bygger nämligen på vinstmaximerings-

beteende hos företagen, medan ca hälften av den svenska elproduktionen sker i ett avkastningsreglerat företag, Vattenfall, som har som målsättning att uppfylla avkastningskravet och inte att maximera sin vinst. Under sådana förhållanden måste man räkna med att alla typer av skattehöjningar verkligen kommer att övervältras framåt på konsumenterna även på relativt kort sikt.

Slutsatser

Av analysen ovan kan man få intrycket att det egentligen är svårt att finna rationella motiv för en särskild beskattning av kraftproduktionen. Det är också min principiella uppfattning att det under nuvarande omständigheter är svårt att av rättvise- och fördelningsskäl motivera en

sådan beskattning. Om lönsamheten i dagsläget av någon anledning skulle anses vara för hög, bör denna lönsamhet, enligt min uppfattning,

pressas genom att förutsättningar skapas för en ökad konkurrens på elmarknaden och inte genom en höjd beskattning.

Däremot torde, trots att man måste räkna med en övervältring av skatten framåt på konsumenterna, effektivitetsförlusterna av de existerande skatterna på vatten- och kärnkraft vara begränsade, och jag

har uppfattat det som en budgetrestriktion på utredningen att inte

överväga ett avskaffande av dessa skatter.

Kärnkraftsskatten på 0.2 öre per kWh är närmast av symbolisk karaktär och lämnas därhän. Det torde klart framgå av analysen ovan att jag anser en höjning av denna (eller införandet av nya skatter på samtliga

kraftslag utom vattenkraft och kraftvärme) som högst olämplig.

Däremot finns det principiella argument för en särskild beskattning riktad mot lägesräntorna i vattenkraft och kraftvärme, även om en hel del av styrkan i detta argument förtas av det faktum att en betydande del av en sådan skatt sannolikt relativt snabbt övervältras framåt på konsumenterna. Inom ramen för nuvarande nivå på beskattningen finns det dock starka argument för en reformering av den existerande beskattningen, framförallt därför att ett bibehållande av den nuvarande utformningen kan förväntas leda till ökade effektivitetsförluster i framtiden. Skatten är helt enkelt inte förenlig med effektivitet på en konkurrensutsatt elmarknad. Den teoretiskt mest tilltalande skattebasen är då lägesräntorna inom kraftproduktionen. Dessa torde dock när det

gäller kraftvärmen vara högst begränsade och dessutom politiskt

omöjliga att beskatta. Det torde f.ö. vara få kraftvärmeprojekt som efteråt visat sig lönsamma. Konkurrensen från den billiga kärnkraften

Elmarknadens funktionssätt 157

har varit alltför hård. Vid en aweckling av kärnkraften och förbud mot

lågkostnadsteknologier för elproduktion finns det dock ingen anledning att undanta något lägesberoende kraftslag från beskattning. Om

kraftvärmeproduktionen i framtiden sker i från eldistributionen separata bolag på en konkurrensmarknad reduceras också övervältringsproblemet. Den fortsatta diskussionen utgår dock från att det endast är vattenkraften som bör beskattas.

Vid en aweckling av kärnkraften ökar också i skälen för en

styrkan särskild beskattning av kraftproduktionen och att faktiskt utnyttja att

även en produktionsskatt övervältras framåt på konsumenterna via ett höjt elpris. Dels ökar lägesräntorna ett sannolikt i stor

på utsträckning

oförutsett sätt, dels kan det visa sig nödvändigt av rena

effektivitetsskäl,

om inte Vattenfalls avkastningskrav i det

läget höjs, att genom skatteökningar pressa upp kostnadsnivån i elproduktionen för att den vägen ge incitament till prisledaren Vattenfall att till en sådana

höja elpriset

nivå att jämvikt skapas mellan utbud och efterfrågan elmarknaden

på

och en för en diskussion

dyrbar ransonering därigenom undgås; utförlig av detta problem, se Hjalmarsson L., och Prissättningen på elenergi

elmarknadens utveckling, Vattenfall 1986. En ytterligare höjning av

Vattenfalls avkastningskrav skulle dock ur effektivitetssynpunkt få

samma effekt liksom en avreglering av elmarknaden.

Huvudproblemet vid beskattning av kraftproduktionen blir då dels att

utforma en beskattning som träffar den som varierar mellan

avkastning kraftstationerna (p g a lägesräntan) och inte vattenkraftproduktionen

generellt, dels att utforma beskattningen så att denna varierar med variationer i lägesräntan. För att lösa det problemet måste vi studera de modeller som står till buds för en beskattning. Dessa är förutom

dagens skattemodell, öre/kWh, en skatt på effekt, öre/kW, en särskild

vinstskatt samt slutligen en beskattning av kraftstationernas

förmögen-

hetsvärden (fastighetsskatt). Dessa skattemodeller analyseras i

kapitel 6.

5. av vattenkraftens vinster

Regional återföring

Bakgrund

Sedan lång tid tillbaka har möjligheterna diskuterats att återföra en del av det överskott som vattenkraften till de orter eller

genererar regioner där produktionen sker. Motiven har skiftat, men har varit

huvudsyftet

att stimulera den regionala utvecklingen; se t ex skrivelsen från landshövdingen i Jämtlands län till med

regeringen (1987-01-30) förslag

om att vattenkraftens avkastning ska utnyttjas som ut-

regionalt vecklingskapital.

För ett uppmärksammat inlägg i denna debatt svarade

professor

Ingemar Ståhl i Norrbottens vattenkraft och industriella struktur, Länsstyrelsen Luleå 1979. Ståhl föreslog bildandet av ett Norrbottenkraft AB som skulle äga vattenkraften i Luleälven samt

fallrättigheter

i Torne, Kalix och Pite älvar. Avkastningen från detta skulle

företag

överföras till en Norrbottens industrifond och för

utnyttjas regional

utveckling. Genom denna konstruktion kunde ett par viktiga syften

uppnås:

1. Den traditionella regional- och industripolitiken, med dess

årliga

politiska beslut påverkade av olika former av

påtryckningar,

skulle ersättas med en av

engångsöverföring vattenkrafttillgångar

till regionen. Motivet är i detta fall av public choice

karaktär,

och vad det gäller är egentligen en reformering av instrumenten

i regionalpolitiken. Att ersätta stöd med

regionalekonomiskt utvecklingsfonder skulle göra riksdag och mindre regering subventionsbenägna och så att säga internalisera beslutsproces-

sen till en av av dessa

regional awägning utnyttjandet fonder,

samtidigt som det skulle skapa starka incitament för

regionerna att ge utvecklingsmedlen hög avkastning och minska incitamen-

ten att subventionera nedläggningshotade företag. Tanken är att

en strukturkonserverande subventionspolitik skulle ersättas med

en framåtblickande nyetableringspolitik.

2. Genom överföring av fallrättigheterna till ett regionägt bolag

skulle också awägningarna ifråga om den framtida vattenkraftutbyggnaden internaliseras vilket borde stimulera till företagsekonomiskt lönsamma utbyggnader av ännu oexploaterade älvar.

I ett betänkande från den regionalpolitiska kommittén

(SOU 1989:55)

diskuteras kortfattat andra modeller för en av

några återföring kraftföretagens vinster till de regioner där vattenkraften produceras.

Som motiv för återföringen framförs behovet av regionalpolitiska medel. Kommittén presenterar fyra olika modeller.

Den första modellen innebär att inkomster från en höjd vattenkraftsskatt av dagens modell (öre/kWh) öronmärks för de regioner där vinsterna genereras.

Detta samband mellan vinstgenerering och lokal återföring blir ännu

tydligare i nästa modellförslag: en avgiftskonstruktion av samma typ som den avsättning som nu utgår via ersättningarna för intrång vid utbyggnad enligt vattenlagen. Svårigheten med en sådan utnyttjande-

rättsavgift uppges vara att finna den prestation som avgiften motiveras av. Om inte detta kan göras måste avgiften betraktas som en skatt.

Som en tredje modell föreslås att årliga belopp skulle föras från Vattenfall till regionerna. statsmakterna skulle kunna anpassa

avkastningskravet på så sätt att inte återföring medför högre priser på

elkraft i södra landet. Modellen ansågs ha den fördelen att man kunde

kringgå frågan om avgift eller skatt, men får idag (med tanke på

Vattenfalls förestående bolagisering) nog anses överspelad.

Den fjärde modellen baserar sig på att ett nytt anslag skulle inrättas under dåvarande miljö- och energidepartementet eller arbetsmarknadsdepartementet. Som ett riktmärke för anslagets storlek framför kommittén att anslaget skall motsvara omkring 1 öre/kWh av den

årliga vattenkraftproduktionen. Detta skulle innebära omkring 600

miljoner kronor i tillskott per år. Finansieringen skulle ske genom en höjning av skatten på vattenkraft.

Detta fjärde förslag kom att förordas av kommittén - främst p g a de juridiska svårigheterna förenade med de alternativa modellerna i dessas

tydliga koppling mellan lokal vinstgenerering och regional återföring av medel via beskattning eller avgifter.

Enligt direktiven till denna utredning ska förslagen utformas med hänsyn till att vinster från äldre vattenkraft skall kunna återföras till de regioner där de genereras. Syftet med en sådan återföring skulle vara att finansiera olika samhällsinsatser, som kan bidra till den regionala

utvecklingen i vattenkraftsregionerna.

5.2¶Överväganden

En återföring av vinster från vattenkraften till de regioner där den genereras inrymmer dels juridiska dels ekonomiska aspekter.

Det finns starka juridiska invändningar mot en direkt koppling mellan

utnyttjande av mark och vatten regionalt och vinståterföring, eftersom

ett uttag av kommunala avgifter förutsätter motprestation. Efter vad jag

förstår utesluter detta en direkt regional eller lokal beskattning av kraftföretagen i form av avgifter. Möjligen skulle man kunna överväga

en återgång till kommunal bolagsbeskattning och fastighetsbeskattning

av kraftföretag, men mot detta talar att den kommunala beskattningen

av juridiska personer har, efter noggranna överväganden, nyligen

avskaffats, och kommunerna redan kompenserats för skattebortfallet. Därför återstår, så vitt jag förstår, att en återföring av medel måste ske via omvägen över statskassan.

Eftersom vattenkrafttillgångarna till hela 70 procent är offentligt ägda, och till 10 procent ägda av försäkringsbolag och pensionsfonder,

förefaller det också mycket rimligt med en direkt politisk prövning av

en eventuell återföring. Utredningsförslaget innehåller heller inget förslag till höjning av det nuvarande skatteuttaget, utan endast förslag

till byte av modell som först i en högst osäker framtid kan generera ökade skatteintäkter. Detta innebär att en regional återföring måste ske

inom nuvarande beskattningsutrymme på ca 1 miljard kronor.

Som framgått av bakgrundsredogörelsen ovan kan en rad ekonomiska argument anföras för en återföring av vattenkraftsvinster, men en sådan

återföring inrymmer också problem.

En principiellt viktig fråga, i den mån överskott från vattenkraften ska

utnyttjas som regionalpolitiskt medel, är om denna återföring av medel

till regionerna ska ske direkt i proportion till regionens andel av vattenkraften, eller om det ska ske en prövning på riksnivå av den regionala fördelningen av dessa medel. Till nackdelarna med en direkt återföring hör att behovet av regionalpolitiskt stöd ej är direkt

proportionellt mot vattenkraftproduktionen. Detta argument är speciellt

starkt om återföringen skulle ske kommunvis, men äger också i viss mån sin giltighet om återföringen sker länsvis. En kommunvis återför-

ing skulle visserligen kunna stimulera till en ytterligare exploatering av

vattenkraften, men kan lätt framstå som godtycklig. Erfarenheterna från Norge talar också för att en överföring av vattenkraftsvinster ej bör ske till kommuner utan till regioner, för att en effektiv användning

av knappa utvecklingsresurser ska erhållas. Risken för överdådighet, s.k. goldplating, är eljest uppenbar.

I en viss omfattning förekommer redan en överföring av vattenkraftsvinster genom en lägre elprisnivå i de nordligare delarna av landet. Efter 1 mars 1990 gäller skattesatsen 5 öre/kWh för förbrukning i industriell verksamhet. För övriga förbrukare är skatten 7,2

öre/kWh

utom för förbrukning i samtliga kommuner i Norrbotten, Västerbotten och Jämtlands län samt vissa kommuner i Västernorrlands, Gävleborgs, Kopparbergs och Värmlands län. I dessa är skattesatsen 2,2 öre/kWh. En del av vattenkraftens vinster har också kommit Norrland

tillgodo

genom det stöd till sysselsättningen som den, under de senaste

decennierna, olönsamma vattenkraftutbyggnaden utort.

Det är givetvis inte heller just vattenkraftsvinster som önskemålet gäller utan överföring av ekonomiska resurser. Vattenkraften har visserligen ett stort symbolvärde som regionalt bunden ekonomisk resurs, men såvitt jag förstår är det den regionala autonomin över vissa ekonomiska resurser, som skulle kunna utnyttjas för regional utveckling, som primärt eftersträvas. Att på något sätt komma i åtnjutande av vattenkraftens vinster framstår då som en möjlig politisk framgångsväg.

Som framgår av slutsatserna i kapitel 4 är det, enligt min uppfattning,

svårt att i dagsläget finna motiv för en ytterligare höjning av skatteutta-

get från vattenkraftsproduktionen. Samtidigt leder den modell som

föreslås till ökade skatteinkomster först när lönsamheten stiger i kraftindustrin, vilket kan ta lång tid om inte kärnkraften awecklas. Om

nuvarande skatteuttag anses otillräckligt som regionalt stöd, och

vattenkraften i stor skala ska utnyttjas som regionalpolitiskt medel

återstår, såvitt jag förstår, ingenting annat än att återuppliva det

Ståhlska förslaget och överföra vattenkrafttillgångar från Vattenfall till

regionala utvecklingsfonder.

En överföring av vattenkrafttillgångar till regionala utvecklingsfonder

skulle innebära att dessa initialt blir ägare till en resurs med en viss förväntad årlig avkastning. Aven om vattenkraften i ett historiskt perspektiv genererat relativt riskfri avkastning, kan det mycket väl tänkas att rationella förvaltare anser att en portfölj med 100 procent vattenkraft utgör en alltför riskfylld tillgång på en framtida konkurrensutsatt elrnarknad. Med fria placeringsmöjligheter kan vi förvänta oss att en hel del av tillgångarna i vattenkraft byts ut mot andra värdepapper. Det finns egentligen ingen till varför de regionala

anledning

utvecklingsfondernas portföljer, efter en anpassningsperiod, skulle få en annan sammansättning än genomsnittliga portföljer i andra fonder.

Vattenkraftens roll är endast som brygga för förmögenhetsöverföringen.

Den slutsats som kan dras av ovanstående diskussion är att hindren för en återföring av vattenkraftsvinster eller en överföring av vattenkrafttill-

gångar till regionerna inte är av teknisk natur. Utredningens förslag

låter sig mycket väl förenas med en sådan återföring även om denna av juridiska skäl inte kan ske direkt utan via statskassan. Det frågan gäller är därför om det finns en politisk vilja till sådana överföringar.

6. Beskattningsmodeller och förslag

Inledning

Som framgått av diskussionen i kapitel 4 kan man förvänta sig att den nuvarande beskattningen av vattenkraft kommer att fungera allt sämre i framtiden och leda till gradvis stigande effektivitetsförluster.

(En

ytterligare analys av problemen med en kWh-skatt sker i avsnitt 6.3

nedan.) Eftersom jag uppfattat nuvarande skatteuttag som en budgetrestriktion på utredningen är frågan vilka tänkbara alternativ som

finns till nuvarande skattemodell. I den ekonomiska litteraturen har en lång rad modeller för beskattning av resursräntor diskuterats, men de modeller vi anser relevanta att diskutera som alternativ till en kWhskatt är

i) skatt per kW

ii) fastighetsskatt

iii) vinstskatt

Utgångspunkter

Efiektivitetsaspekter

Eftersom kravet på samhällsekonomisk effektivitet utgör den normativa

utgångspunkten för analysen i denna utredning vill jag här återknyta till diskussionen av effektivitetsaspekterna vid en beskattning av elproduk-

tionen som diskuterades i kapitel 4. Detta avsnitt innehåller en

sammanfattning av denna diskussion samt ytterligare några aspekter på

valet av skattemodell.

En skatt som belastar en producerande sektor i ekonomin kan först

och främst påverka marknadspriset och den producerade kvantiteten

i sektorn på kort sikt. När en skatt leder till en skillnad mellan det pris konsumenten betalar för en vara och det pris producenten erhåller har en s k skattekil uppstått. Skatten leder till en reduktion i den producerade mängden av varan, vilket innebär att skatten förorsakar förluster i s k producent- och konsumentöverskott, dvs skatten leder till en samhällsekonomisk förlust så snart som kvantiteter En

påverkas.

skatt kan också ha betydelse för företagens interna allokering av

produktionsresurser och därmed för den totala produktionskostnaden

för en Slutligen kan den ha konsekvenser för

given produktionsvolym. företagens kapacitetsutbyggnad. Skattens betydelse för företagens

förväntningar om den framtida pris- och kostnadsutvecklingen avgör i vilken utsträckning skatten får någon effekt

på investeringsvolymen.

Dessa tre effekter - effekterna på marknadspris och produktion,

på

samt deras -

företagens produktionskostnader på investeringar avgör

i sin tur skattens samhällsekonomiska konsekvenser, dvs dess effektivi-

tetskostnader och fördelningseffekter.

F ördelningsaspekter

Gynnsamma fördelningspolitiska effekter har också anförts som motiv för en särskild beskattning av kraftproduktionen. Detta motiv hade varit lätt att förstå om kraftindustrin uppvisat en jämfört med andra branscher betydligt högre lönsamhet. Av diskussionen i kapitel 3 och 4 framgick att så inte är fallet. Föhållandena kan dock komma att förändras i framtiden, speciellt vid en aweckling av kärnkraften.

Effekterna på inkomstfördelningen av en särskild beskattning av

kraftindustrin är heller inte helt entydiga utan beror i hög grad på i

vilken omfattning och i vilket tidsperspektiv en produktionsskatt

övervältras framåt på konsumenterna. Detta beror, som vi tidigare diskuterat i kapitel 4, dels på tidsperspektivet dels på i vilken grad före-

tagen är optimalt anpassade i utgångsläget innan beskattning, dvs om

företagen är vinstmaximerande eller inte. På kort sikt för vinstmaximerande företag kan vi räkna med att en produktionsskatt övervältras bakåt på producenterna. Skatten leder då till att såväl rörelseöverskot-

tet som tillgångarnas marknadsvärde sjunker.

Detta kan kanske uppfattas som positivt ur fördelningspolitisk

synvinkel, men om en anläggning bytt ägare, och den nye ägaren köpt

anläggningen utan förväntningar om en framtida beskattning drabbas

denne av en oförutsedd kapitalförlust medan ägare till-

tidigare godoort sig hela förmögenhetsökningen. Men även om tillgången inte

omsatts utan tillhört ett och samma företag hela tiden har ägargenerationerna avlöst varandra, dvs även om inte tillgången bytt företag så byter företag successivt ägare, varför även i detta fall fördelningseffekten drabbar en viss generation på ett godtyckligt sätt. Det är endast om värdeökningen är oförutsedd och annonseras

beskattningen

direkt i anslutning till denna som kan beskrivas

fördelningseffekterna

som otvetydigt gynnsamma.

Vissa av de svenska kraftföretagens beteende, främst Vattenfalls men även de kommunägda kraftföretagens, torde bäst kunna beskrivas som

prissättning med budgetrestriktion där budgetrestriktionen är tvåsidig, dvs målsättningen är inte att minst uppfylla avkastningskravet utan att

exakt uppfylla detta. Vid på detta sätt kan

avkastningsreglerade företag

man räkna med att en hel del av en produktionsskatt övervältras framåt på konsumenterna även på relativt kort sikt.

På lång sikt kan vi räkna med att alla produktionsskatter i stor utsträckning övervältras på konsumenterna. Produktionsskatter har således en tendens att gradvis förvandlas till konsumtionskatter. En

fördelningspolitiskt intressant fråga är därför om en konsumtionskatt

på el har gynnsamma fördelningseffekter? Svaret på denna fråga är nej.

En elskatt har en svagt effekt, dvs drabbas

regressiv låginkomsthushåll hårdare än höginkomsthushåll, pensionärer hårdare än yrkesaktiva,

hushåll med barn hårdare än hushåll utan barn, hushåll i glesbygd hårdare än stadshushåll och hushåll i norra Sverige hårdare än hushåll i södra Sverige; se Skatt på energi SOU 1982:17.

Beskattning av avkastning

I kapitel 4 fann vi att en av under vissa förut-

beskattning lägesräntor,

sättningar, är förenad med låga samhällsekonomiska effektivitetskostnader. Sådana lägesräntor existerar inom delar av

kraftproduktionen

och kan således motivera en särskild beskattning. Ett krav

primärt på

valet av skattemodell blir följaktligen att med

beskattningen rimlig

precision bör avse just variationer i kraftstationernas avkastning och

inte utgå generellt.

Förhållandet att det är lägesräntoma inom kraftproduktionen som skall utgöra skattebasen ger upphov till kravet att skatten på ett tillfredsställande sätt ska kunna differentieras med avkastningsförmågan som grund. Med avkastningsförmåga avses här inte den faktiska lönsamheten i en existerande anläggning utan snarare den lönsamhet som skulle erhållas för en specifik anläggning om denna hade utort en nyinvestering som hade tagits i bruk Medan lönsamheten i en

idag.

anläggning är resultatet av en historisk process är helt

lägesräntan

bestämd av förhållandena vid en viss En med

tidpunkt. anläggning hög avkastningsförmåga är en anläggning med en hög andel lägesränta som

andel av det överskott som anläggningen genererar.

Lägesräntan

existerar som inkomstslag i samhället, men den kan väl, under

mycket

den historiska ha omvandlats till en kostnad för

processen, företaget.

Det senare är fallet om en anläggning bytt ägare, och den nye ägaren

köpt anläggningen utan förväntningar om en framtida beskattning av

lägesräntan. Att beskatta lägesräntor innebär därför att det som beskattas är potentiell snarare än faktisk avkastningsförmåga eller förmögenhet snarare än vinst.

Under vissa förutsättningar sammanfaller den potentiella avkastningsförmågan och den synliga avkastningen hos en För detta anläggning.

krävs att lägesräntan ej förvandlats till en kostnad för den aktuelle ägaren utan reflekteras i anläggningens ekonomiska överskott. Så snart en anläggning bytt ägare, utan om framtida

förväntningar beskattning

av lägesräntan, har lägesräntan omvandlats till kostnad.

Transaktionskosmader

Andra krav som ställs på beskattningen är enkelhet, och att uppbördskostnaderna skall vara begränsade.

Vad gäller direkta uppbördskostnader och övriga skatteadministrativa

kostnader har utredningen inte gjort någon djupare och detaljerad

analys av skillnader mellan de olika modellerna. Skälet är att ingen av skattemodellerna torde förorsaka några mer betydande kostnader i detta avseende. I ett par andra avseenden är emellertid transaktionskostnaderna av viss betydelse.

Det första gäller kostnaderna för att långsiktigt differentiera en beskattning av anläggningar efter ålder. Den nuvarande kWh-skattens

uppdelning på ålderssegment infördes vid en tidpunkt då anlägg-

ningarna var relativt enkla att åldersbestämma. Förnyelseprogrammen hade ännu inte uppnått någon större volym. Till följd av de för-

bättrings- och förnyelseinvesteringar som nu ökar i omfattning blir klassiliceringen av anläggningar map årgångar med tiden alltmera

komplicerad. Att fastställa åldern på en anläggning antar alltmer

karaktären av metafysisk övning.

Det andra gäller frågan om taxeringsunderlaget vid en fastighetsbeskattning. Nu gällande principer för taxeringen av kraftstationer belyses

relativt i samband med att som modell

utförligt fastighetsskatt

behandlas nedan.

Två ytterligare krav, som framförs i direktiven, är att skattemodellen skall möjliggöra återföring av vinsterna från äldre vattenkraft till de

regioner där dessa genereras samt att beskattningen av kraftföretagens vinster gradvis kan anpassas till förändringar i elpriserna.

I detta kapitel analyseras, med undantag av de regionala aspekterna som behandlades i kapitel 5, i vilken utsträckning som respektive

skattemodell förmår svara upp mot de ställda kraven.

Avslutningsvis i kapitlet presenteras utredningens förslag.

6.3¶Skattemodeller

6.3.1¶Inledning

I detta avsnitt analyseras de olika skattemodellerna. Resonemangen förs i huvudsak inom ramen för en förenklad modell av en konkurrensmarknad i ett jämviktsförlopp med vinstmaximerande företag, för att fokusera på de i detta sammanhang centrala frågorna. Slutsatserna gäller också i stort sett om företagen förutsätts utöva en viss

marknadsmakt. Om företagen däremot är avkastningsreglerade kan

man, som vi tidigare diskuterat, räkna med att en hel del av en produktionsskatt övervältras på konsumenterna även på relativt kort sikt.

Ett syfte med en avreglering av elmarknaden är att öka effektiviteten

genom att ersätta avkastningsreglering med konkurrens, dvs att tvinga

företagen att bete sig kommersiellt. En analys av effekterna av en beskattning av kraftföretag på en konkurrensmarknad saknar därför inte sitt intresse.

På kort sikt - inom ramen för en - är det krafts-

befintlig kapacitet

ystemets kortsiktiga marginalkostnader som bestämmer utbudskurvan på en effektiv elmarknad, medan det på lite längre sikt vid en

expansion är kraftsystemets långsiktiga marginalkostnader som

bestämmer utbudskurvan. Effekten av en skatt (på befintliga krafttill-

gångar) på marknadspriset, och därmed på den producerade kvanti-

teten, beror därför framför allt på hur den påverkar kraftföretagens

kort- och långsiktiga marginalkostnader.

Kraftföretagens produktionsplanering bygger på att de i varje period i första hand utnyttjar det kraftslag som har lägst kortsiktig marginal-

kostnad, därefter det med näst lägst och så vidare till dess att efter-

frågan är tillgodosedd. Om skatten leder till att kostnadsrangordningen

för olika kraftslag ändras så förändras också den totala produktionskostnaden för en given kvantitet.

På lång sikt är frågan i vilken grad som en skatt ingår som en kostnad

i projekten och leder till en långsammare kapacitetsexpansion och

högre prisnivå jämfört med en alternativ bana utan skatt.

6.3.2 kWh-skatt

Det första alternativet är att skatten tas ut per producerad kWh i de

kraftanläggningar som ska beskattas, dvs efter samma princip som den nu befintliga beskattningen av äldre där skatten vattenkraftanläggningar

är 1 för anläggningar som i drift före 1978 och 2

öre/kWh togs

öre/kWh för anläggningar idrifttagna före 1973. Huruvida en skatt

per producerad kWh differentieras eller ej är emellertid av underordnad betydelse när det gäller en analys av allmänna konsekvenser av en kWh-skatt.

Effekter på kortsiktigt kapacitetsutnyttjande

En punktskatt per producerad kWh innebär att den rörliga driftskostnaden ur företagets synvinkel ökar med skattens belopp. Skatten kan på kort sikt slå igenom om det beskattade

på marknadspriserna kraftslaget i vissa perioder är prisbestämmande marginalkraftslag.

Skatten kan också öka de reala produktionskostnaderna före skatt om

skatten snedvrider kostnadsrangordningen mellan anläggningar inom

sektorn. För att undgå kortsiktiga effektivitetsförluster får inte skatten bli så hög att den relativa kostnadsrangordningen för olika

kraftslag

ändras.

Vattenkraftens roll i ett blandat kraftsystem är att utjämna kraftsys-

temets kortsiktiga marginalkostnader genom att vattenenergin fördelas

över perioder efter sitt vattenvärde, det vill säga skillnaden mellan

kortsiktig marginalkostnad för marginella värmekraftslag i olika perioder och produktionskostnaden för vattenkraft. Så länge vatten-

kraftsskatten inte överstiger dessa vattenvärden kommer allokeringen av vattenkraft inte att påverkas, utan den enda effekten blir att vattenvärdet per kWh minskar med skattebeloppet.

I perioder då vattenvärdet är nära eller lika med noll är det emellertid

oundvikligt att en vattenkraftsskatt kan påverka kraftföretagens

driftsplanering. I sådana situationer kan företagen finna det lönsamt att importera el i stället för att producera egen. Omvänt kan kraftföretagen avstå från att exportera el om exportpriset inte ger täckning för skatten. I dessa fall vore det samhällsekonomiskt lönsamt att avstå från

import respektive att exportera vid ledig vattenkraftkapacitet. Utan

skatt på vattenkraft skulle detta också vara företagsekonomiskt lönsamt, men förekomsten av en skatt snedvrider i detta fall produktionsplane-

ringen, fördyrar produktionskostnaden före skatt och ger därmed

upphov till en effektivitetskostnad. Den nuvarande skatten ledde till

just

dessa effekter när den infördes. Efter antydningar från statens sida om importavgifter på el deklarerade Kraftindustrins samarbetsorgan för

samkörning med Norge, KSN, i ett brev till industridepartementet att

kraftföretagen vid importaffärer i framtiden skulle bete sig som om skatten ej existerade. Någon motsvarande utfästelse för

exporten gjordes dock inte.

Utrymmet för en höjning av vattenkraftsskatten är begränsat. Kärnkraf-

ten, som i rangordning efter kortsiktig marginalkostnad ligger närmast

vattenkraften, har en rörlig kostnad på ca 4-5 öre per kWh. Om naturgas kommer att utnyttjas för elproduktion och kontrakten utformas som take or pay, dvs företagen betalar för en viss

kapacitet och ej utnyttjandet av denna kapacitet, uppgår naturgasens rörliga

kostnad till 0 öre per kWh. Då kan en situation

uppstå där naturgas tränger ut vattenkraften under lågbelastning. Till detta ska läggas att den typ av deklaration som KSN utfärdat knappast är hållbar vid en avreglering av elmarknaden. Hotet om irnportskatt är idag ej heller speciellt trovärdigt, eftersom en sådan sannolikt skulle strida mot

EG:s frihandelsregler.

Sammanfattningsvis, torde visserligen ett behållande eller viss utvidgning av kWh-skatten på vattenkraft f n leda till begränsade

kortsiktiga effektivitetsförluster, under förutsättning att skatten på vattenkraft inte överstiger kärnkraftens rörliga driftskostnad,

Beskattningsmodeller

men blickar vi längre framåt kan även de effektivitetsför-

kortsiktiga lusterna bli betydande. De begränsade effekter som kan

uppkomma i dagsläget gäller ett alltför litet av vattenkraft inklusive

utnyttjande exportförluster under lågbelastningsperioder då vattenvärdet är nära noll.

Enligt uppgifter från kraftindustrin har vattenkraftsskatten också

utgjort en hämsko på strukturrationaliseringen inom

vattenkraftsproduktionen.

Effekter på lång sikt

På sikt bestäms kraftprisnivån av den för

långsiktiga marginalkostnaden ny baskraft, det vill säga av summan av rörlig driftskostnad och kapacitetskostnad för denna. Eftersom den nuvarande skatten äldre

på krafttillgångar innebär att man generellt beskattar kvasiräntorna, dvs täckningsbidragen (alltså inte fallräntorna direkt) hos dessa ska nytillkommande baskraft ej beskattas. Därmed, kan man

hävda, kommer inte skatten på äldre kraft att den

påverka långsiktiga marginalkostnaden för kraftsystemet och därmed inte heller sikt

på marknadspriset på elenergi under förutsättning att vi bortser från eventuella förväntningar om att även nyare vattenkraft kommer att drabbas av skattebelastning på längre sikt.

Det genomsnittliga elenergipriset över året är då lika med den

långsiktiga marginalkostnaden för ny baskraft, och har

baskraftkapaciteten anpassats till efterfrågan vid det priset. Det

uppstår ingen långsiktig effekt på kraftpriset, utan skattens effekt blir att beskatta

huvudsakliga bort (helt eller delvis) knapphetsräntor i äldre vattenkraft?

Effekterna i detta fall av en skatt per kWh är endast att

kraftföretagens vinster blir lägre. Om skatten inte får effekt

någon på kraftföretagens interna allokering är lika med de intäkter skatten

vinstminskningen

genererar. Om kraftföretagens interna allokering påverkas, med

högre produktionskostnader före skatt som följd, blir större

vinstminskningen

än de skatteintäkter som genereras. Skatten leder då till en effektivitetskostnad. Eftersom skatten i detta fall inte anses ha

någon långsiktig effekt på marknadspriset för elenergi leder den inte heller till

någon förändring av kraftföretagens investeringar.

Det torde dock vara realistiskt att räkna med att skatten

påverkar företagens förväntningar om nya, liknande skatter i framtiden även om

Motsvarande skulle gälla vid Priset är då

oligopolprissättning. lika med den ett vilka

långsiktiga marginalkostnaden plus påslag båda är oberoende av skatten. Dess enda effekt är att minska de knapphetsräntor företaget erhåller (se vidare bilaga 1 av Stefan Lundgren).

den för närvarande endast gäller äldre vattenkrafttillgångar. Förväntningar om ytterligare framtida skatter på då gammal kraft minskar

investeringsbenägenheten. Om kraftföretagen inte förväntar sig några

nya framtida skatter är det i princip lönsamt att investera i nya kraft-

tillgångar när kraftpriserna stigit till en nivå som motsvarar den långsiktiga marginalkostnaden (plus eventuellt påslag vid monopol-

makt) för ny baskraft. Om däremot en beskattning av äldre vattenkraft-

tillgångar leder till förväntningar om att liknande skatteåtgärder också

kan komma att vidtas i framtiden innebär det att den långsiktiga marginalkostnaden för ny baskraft ur kraftföretagens synvinkel ökar, eftersom de förväntar sig att behöva betala skatt på den elenergi denna baskraft kommer att producera. Kraftföretagen kommer därför att ha incitament att investera först när kraftprisema stigit till en nivå över

den långsiktiga marginalkostnaden för ny baskraft. Hur stor prispremie

kraftföretagen kommer att vilja ha för att investera i ny baskraft beror dels på vilken skattenivå de befarar, dels på hur de bedömer sannolikheten för nya pålagor. Tror de att sannolikheten är nära ett för nya skatter i framtiden kommer prispremien att bli ungefär lika med den förväntade skatten. Ju lägre de bedömer sannolikheten vara desto lägre blir också kravet på prispremie.

Med förväntningar om nya pålagor i framtiden kommer en skatt på

äldre vattenkrafttillgångar att leda till långsiktigt högre kraftpriser. Som

framgått av resonemanget kommer skatten mer eller mindre att övervältras på kraftkonsumenterna och syftet att beskatta knapphetsräntor i äldre vattenkraft kommer inte att Med

uppnås. förväntningar om framtida beskattning påverkas alltså investeringar på det sättet att de under en övergångsperiod senareläggs tills efterfrågan ökat tillräckligt mycket för att motivera en kapacitetsutbyggnad vid det

högre priset.

Övriga effekter

Vad betyder nu ovanstående resultat för skattens effekter i Vi

övrigt? ska här beröra fyra väsentliga aspekter:

- effekterna

på kraftföretagens vinster,

- konsekvenser för ekonomin i

övrigt,

- vilka eventuella effektivitetskostnader som samt

uppkommer

- av skattebördan.

fördelningen

Kraftföretagens vinster: På kort sikt kommer skatten huvudsakligen att leda till motsvarande lägre vinst för kraftföretagen, dvs under vårt

antagande om frånvaro av övervältringsmöjligheter. På sikt beror

vinsteffekten på förväntningarna om skatter. Uppfattas skatten verkligen som en engångsföreteelse leder den till motsvarande lägre vinst. I

den mån skatten snedvrider kraftföretagens driftsplanering, med högre

produktionskostnader som följd, minskar vinsten med mer än skattebeloppet. Om skatten leder till förväntningar om framtida skatter kommer däremot en del av den att övervältras

på kraftkonsumenterna,

vilket betyder att effekten på kraftföretagens vinster blir i motsvarande mån mindre. I ett extremfall, där kraftföretagen är helt om

övertygade

att också framtida kapacitetstillskott kommer att beskattas med samma skattebelopp, kommer skatten inte att ha någon effekt alls deras

på

vinst. Skatten övervältras fullständigt kraftkonsumenterna.

på

Konsekvenser för ekonomin i övrigt: Skatt på befintliga krafttillgångar

torde inte ha någon nämnvärd betydelse för ekonomin i om

övrigt kraftpriserna inte påverkas eller om priseffekterna är små. Som

framgått är det under dessa förhållanden främst när skatten leder till förväntningar om framtida fortsatt beskattning som av

priseffekter

betydelse kan uppstå. I så fall försvåras konkurrensbe-

ytterligare

tingelserna för främst elintensiv industri, som måste anpassa sig till

högre elpriser som en följd av högre produktionskostnader i kraftsys-

temet till ytterligare av

högre priser på grund skatteövervältringen.

Till dessa effekter kan man också tillfoga att skatten, som andra liknande skatter, möjligen kan medverka till att incitamenten

försvaga

till långsiktiga och irreversibla även andra håll i

investeringar på

ekonomin.

Fördelning av skattebördan: Denna har delvis redan berörts när

fråga

effekterna vinster behandlades. Om skatten inte har

på kraftföretagens några nämnvärda priseffekter faller skattebördan på kraftföretagens

ägare och eventuellt andra finansiärer. Till en del kan detta i sin tur återverka på övriga intressenter i företaget, till

exempel genom lägre

ersättningar till kraftindustrins leverantörer och anställda. Ju mer av skatten som övervältras på kraftkonsumenterna kraft-

genom högre

priser desto större del av skattebördan kommer att bäras

naturligtvis

av dessa.

Som diskuterades i avsnitt 4.8 blir slutsatserna om

övervältring

annorlunda om förutsättningen om vinstmaximerande är

företag ej

uppfylld för den svenska elrnarknaden. Denna är

förutsättning mycket

tvivelaktig eftersom ca hälften av den svenska sker i ett

elproduktionen avkastningsreglerat företag, Vattenfall, som har som målsättning att

uppfylla avkastningskravet och inte att maximera sin vinst. Under sådana förhållanden måste man räkna

med att alla typer av skattehöjningar verkligen kommer att övervältras framåt på konsumenterna även på relativt kort sikt. En producentskatt har då samma effekt som en allmän konsumtionsskatt Det är inte helt enkelt

på elenergi. att avgöra

i vilken utsträckning som den svenska vattenkraftsskatten redan övervältrats på elkonsumenterna, men mycket talar för att den till relativt stor del övervältrats framåt.

6.3.3 Skatt per kW

I detta fall beskattas produktionskapaciteten istället för produktionen.

I likhet med en skatt producerad kWh kan en skatt per kW

per differentieras mellan olika krafttillgångar (om än inte direkt map

men en alltför långt driven differentiering torde ställa sig

lägesräntor),

administrativt dyrbar. Huruvida skatten differentieras eller ej är dock återigen av underordnad betydelse för analysen av dess effekter.

En skatt på produktionskapaciteten innebär i princip en fast kostnad för kraftföretagen. Den påverkar därför inte alls de kortsiktiga marginalkostnaderna och därmed inte heller kraftslagens rangordning

efter driftskostnad? Med en skatt på produktionskapaciteten i

rörlig

stället för på produktionen kan man således undvika de snedvridande

effekter den senare kan ha på kraftföretagens produktionsplanering och

prissättning på kort sikt.

Om denna skatt på äldre vattenkraft inte leder till att kraftföretagen förväntar sig ytterligare liknande skatter i framtiden kommer den inte

heller att ha någon effekt på den långsiktiga marginalkostnaden för ny

baskraft och därmed inte heller att ha någon långsiktig effekt på marknadspriset för elkraft. Skattens enda effekt blir att överföra

i äldre till statskassan - dock inte

knapphetsräntor krafttillgångar

proportionellt i förhållande till förekomsten av lägesräntor.

Men det är naturligtvis inte osannolikt att det faktum att man en gång

börjat beskatta vissa krafttillgångar på detta sätt leder till förväntningar

om liknande skatter också i framtiden. I så fall ökar kraftföretagens

långsiktiga marginalkostnad med den förväntade skatten, och därmed kommer den att slå igenom på den långsiktiga kraftprisnivån. Detta

leder i sin tur till samma slags konsekvenser som vid en förväntad

framtida skatt per producerad kWh: Investeringar senareläggs tills ny kapacitet efterfrågas vid det högre priset och skatten övervältras mer

eller mindre fullständigt på kraftkonsumenterna, vilket betyder att

knapphetsräntorna stannar kvar i kraftföretagen.

De effekter i övrigt som en skatt per kW torde ha är i princip desamma som för en skatt per kWh. Den har dock inte några

effektivitetskostnader som beror på snedvridningar i kraftföretagens produktionsplanering eller på grund av kortsiktiga priseffekter.

Ett möjligt undantag kan inträffa om skatten inte tas ut på krafttillgångar som inte alls är i drift. (Sådana genererar ju inte några knapphetsräntor). Då skulle det kunna uppstå situationer då ett företag väljer att ställa av ett kraftverk där skatten är större än

täckningsbidraget, t ex på grund av en låg produktion.

6.3.4 Fastighetsskatt

Som framgått av diskussionen tidigare är lägesräntor inte operationellt

definierade i den meningen att det skulle vara möjligt att utläsa sådana

med hjälp av kraftföretagens årsredovisningar. Det är t ex inte lätt att

få grepp om vilka avkastningskrav företagen ställer sina olika

på investeringar. Resultat i årsredovisningar avser vidare en juridisk

person och inte enskilda krafttillgångar. kan även bedriva

Företaget

annan verksamhet vilket att

ytterligare begränsar möjligheterna

identifiera vinster i kraftproduktionen eller dess delar. kan

Slutligen

företaget inom ramen för in-

vedertagna redovisningsprinciper tillämpa ternpriser och metoder för värdering och periodisering av kostnader

och intäkter som är de bästa ur

företagets egen synvinkel.

Trots dessa invändningar, som i praktiken en direkt skatt

omöjliggör

på lägesräntor i bokföringsmässiga termer, ska vi ändå teoretiskt diskutera hur en sådan skatt skulle

fungera. Vi gör detta för att kunna

jämföra detta alternativ med skatt på förmögenhetsvärde enligt fastighetstaxeringen. En fastighetsskatt skulle i basera princip sig på

marknadsvärden av krafttillgångarna. Dessa bör ju till en del

avspegla

de extraordinära överskott som utgörs av fallräntorna.

Därmed relaterar sig dessa båda modeller mer direkt till

speciella överskott i form av lägesräntor (eller fallräntor) i berörda kraftföretag.

Vid en närmare analys av dessa alternativ finner vi att de under vissa förutsättningar är likvärda. Om vi antar att en kraftstation

genererar ett konstant överskott det marknadsvärdet

per år utgörs uppskattade

för stationen av nuvärdet av dessa överskott.

Antag att vi skulle kunna urskilja en del av de årliga överskotten som en En

lägesränta. årlig

skatt på lägesräntan skulle innebära att en del av denna andel tas in varje år. Detta skulle bl a få till följd att anläggningens marknadsvärde

skulle minska?

Antag att vi istället väljer att beskatta med från

utgångspunkt just anläggningens marknadsvärde, dvs en form av fastighetsskatt. Detta

marknadsvärde för en kraftstation kan spjälkas och

upp i markvärde byggnadsvärde. Det årliga överskottet kan då definieras som dels en

normalavkastning på byggnadsvärdet (realkapitalinvesteringen), dels en

restpost som representerar avkastningen på markvärdet, dvs

läges-

För en matematisk härledning av resonemangen hänvisas till bil 3.

räntan (eller som här fallräntan). Markvärdet utgörs alltså definitionsmässigt av nuvärdet av de årliga lägesräntornal.

En fastighetsskatt på markvärdet (alltså inte på marknadsvärdet i sin helhet) av en viss storlek innebär alltså här detsamma som en skatt på de årliga lägesräntorna enligt ovan. Vi skulle alltså kunna beskatta de

(icke-operationellt definierade) lägesräntorna indirekt genom att

beskatta anläggningarnas markvärden. Vi skulle därmed per definition ha funnit ett sätt att beskatta lägesräntorna i form av kraftstationernas fallvärden.

Innan vi behandlar kraven på taxeringen av kraftstationer för att en sådan beskattning skall vara möjlig och tillfredsställande ska vi kort diskutera en extra vinstskatt som alternativ.

6.3.5 Vinstskatt

En extra vinstskatt på kraftindustrin är också ett möjligt alternativ, men en sådan är, under vissa förutsättningar, ekvivalent med en förmögenhetsskatt. Till dessa förutsättningar hör att lägesräntorna genom överlåtelser ej förvandlats till kostnader. Variationer i fastighetsvärden bör ju då rimligen avspegla variationer i de rörelseöverskott som

motsvarar själva lägesräntorna, varför en beskattning av lägesräntorna

i princip är ekvivalent med en

förmögenhetsbeskattning.

I så fall skulle en vinstskatt som uttogs för varje anläggning också

innebära en beskattning av lägesräntorna. Om däremot anläggningarna

i en bransch varit föremål för överlåtelser har de ursprungliga skillnaderna i lägesräntor förvandlats till kostnader och lönsamheten mellan anläggningar utjämnats till den normala lönsamhetsnivån i branschen. Under sådana omständigheter kommer en vinstskatt ej att innebära en beskattning av lägesräntorna, utan endast en svårmotiverad

extrabeskattning av kraftanläggningar generellt, varför detta alternativ

avförs från den vidare diskussionen.

Slutsatsen av denna genomgång är entydig. Det är en fastighetsbe-

skattning som bäst kan förväntas uppfylla kravet på låga effektivitetskostnader.

Se även Appendix för en redovisning av Adam Smiths och Ricardos syn på fastighetsskatt som ett sätt att beskatta jordränta.

Beskattningsmodeller

6.4¶Taxeringen av

kraftstationer

Eftersom en har attraktiva bör det

fastighetsbeskattning egenskaper

klarläggas vilka krav som måste uppfyllas vad gäller taxeringsvärdena

för vattenkraftstationer om variationer i dessa ska variationer i

spegla

lägesräntor. För detta fordras att:

a) taxeringen måste basera sig på en aktuell

marknadsvärdering b) taxeringsvärdena måste vara i mark uppdelade respektive bygg-

nadsvärde c) eventuellt markvärde måste vidare kunna anses fall-

återspegla

räntan i respektive anläggning, vilket innebär att

byggnadsvärdet

är värderat till inte

återanskaffningskostnad (och bokförings-

mässigt värde).

Före 1988 års taxering betecknades kraftstationerna vattenfallsenheter i Detta är nu ersatt av ett

taxeringssammanhang. begrepp nytt,

elproduktionsenhet. Till dessa räknas även olika av värmetyper

kraftanläggningar. Elproduktionsenheterna räknas till industrifastig-

heterna.

Summan av en fastighets byggnadsvärde och markvärde ska utgöra taxeringsvärdet. Detta ska motsvara 75 % av marknadsvärdet. Vid värdering av ett Vattenkraftverk ska marken innefattande fallhöjden och