SOU 1991:8

Beskattning av kraftföretag : slutbetänkande

Till Statsrådet och chefen för finansdepartementet

Genom beslut den 21 december 1989 bemyndigades statsrådet Feldt att tillkalla en särskild utredare för att utreda frågan om kraftföretagens vinster.

Med stöd av bemyndigandet tillkallade statsrådet Feldt, 1989-12-21, som särskild utredare professor Lennart Hjalmarsson från N ationaleko- nomiska institutionen vid Göteborgs universitet.

Som experter i utredningen förordnades genom beslut, 1990-05-04: departementssekreterare Gunnar Balsvik, byråchef Per Anders Bergendahl, direktör Bo Diczfalusy, direktör Karl-Axel Edin, för- bundsekonom Claes Hellgren, departementssekreterare Håkan Karlström, departementssekreterare Bo Lindén, docent Stefan Lundgren, kammarrättsassessor Lars—Olof Norgren, samt direktör Dick Kling (fr o m 1990-09-24).

Genom beslut 1990-03-01 förordnades avdelningsdirektör Maria Gerholm att vara sekreterare åt utredningen.

Utredningen antog namnet KRAV.

Statens energiverk har på uppdrag av utredningen utarbetat underlag till betänkandet, främst avseende kapitel tre. Arbetet har utförts av byrådirektörerna Peter Eurenius och Anders Wikström. Underlag har även utarbetats av experten Per Anders Bergendahl. Särskilda under- 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 sammanfattningen svarar högskole- adjunkt Henrik Lutzen, Göteborgs universitet.

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

InnehåH Sammanfattning Summary Författningsförslag 1. Inledning 1.1 Direktiven 1.2 Allmänna utgångspunkter för utredningens arbete 1.3 Betänkandets disposition 2. Beskattningsformer i andra länder

och dagens vattenkraftsskatt 2.1

2.2

Beskattning av naturresurser i andra länder - några exempel 2.1.1 Skatt på olja och gas i Storbritannien 2.1.2 Skatt på el i Norge och Kanada Den svenska vattenkraftsskatten 2.2.1 Skatt på energi (SOU 1982:16-17) 2.2.2 Proposition och lag om beskattning av vattenkraft 2.2.3 Erfarenheter av vattenkraftsskatten 2.2.4 Moms på energi (statens energiverk, 198818)

Svensk elmarknad: kraftbalans, bransch- förhållanden samt vattenkraftens roll 3.1 3.2

3.3 3.4

3.5

Elanvändning och elproduktion Elpriser 3.2.1 Högspänd el 3.2.2 Internprissättning 3.2.3 Lågspänd el

Kraftbalansen under 90-talet - en bedömning

Den svenska kraftindustrin 3.4.1 Företagsstruktur 3.4.2 Ekonomiska förhållanden Vattenkraften 3.5.1 Aktuell produktion

3.5.2 Nyttjanderätt till fallhöjder för kraftproduktion 3.5.3 Agarstruktur

23 37

41 41

45

47

47 47 49 54 55

58

65

69 69 74 75 76 77 79 82 82 99 110 111

113 114

4. Elmarknadens funktionssätt och beskattning av kraftproduktion 4.1 Inledning 4.2 Den svenska elmarknadens funktionssätt 4.3 Den svenska elmarknadens utveckling:

ett framtidsscenario

4.4 Vattenkraftens kostnader och lönsamhet 4.5 Generella motiv för beskattning 4.6 Synen på beskattning av naturresurser 4.7 Lägesräntor, kvasiräntor och övervinster 4.8 Beskattning av kraftproduktion

5. Regional återföring av vattenkraftens vinster 5.1 Bakgrund 5.2 Överväganden 6. Beskattningsmodeller och förslag 6.1 Inledning 6.2 Utgångspunkter 6.3 Skattemodeller 6.3.1 Inledning 6.3.2 kWh-skatt 6.3.3 Skatt per kW 6.3.4 Fastighetsskatt 6.3.5 Vinstskatt 6.4 Taxeringen av kraftstationer 6.5 Anläggningar, lönsamhetsförhållanden och beskattning 6.6 Utredningens förslag Appendix Särskilda yttranden

1. Särskilt yttrande av Karl—Axel Edin 2. Särskilt yttrande av Dick Kling

Bilagor

Bilaga 1 Bilaga 2

Bilaga 3

Beskattning av resursräntor från elkrafttillgångar Noen aktuelle problemstillinger for svensk kraftforsyning

Fastighetsvärden och lägesräntor

117 117 119

128 132 139 142 145 149

159 159 160

163 163 163 166 166 167 172 173 174 175

178 183

185

187

187 189

191

191

245 285

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 vinstnivåer. Det kan i en sådan situation uppfattas som oskäligt om vissa kraftproducenter - just till följd av energisystemets om- ställning - gör stora vinster. Därför aktualiseras frågan hur dessa vinster skall kunna komma hela samhället till del.

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 utgort 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 omställning mycket stor. En sådan omställning framstår i dag som mera osäker i utredningens

tidsperspektiv än vid tidpunkten för direktiven. Däremot har sannolik- heten för en annan omställning ökat, nämligen en omställning från omfattande politisk styrning och producentstyrning av energimarkna— derna till mera marknads- och konsumentstyrning. Jag har därför, såväl i analysen som i utformningen av mina förslag, beaktat 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 elmarknaden 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, enligt min uppfattning, en ökad konkurrens redan på den inhemska elmarknaden sannolikt resultera i en prispress på ytterligare 10-20 procent från dagens nivå. En av- 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 grannlän- derna, 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.

En förståelse av den svenska elmarknadens funktionssätt och bedöm- ningar av elmarknadens framtida utveckling är därför mycket viktig för en bedömning av den centrala utgångspunkten för 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 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 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 kost- nadskarakteristika 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 i fråga om vattenkraften uppfattas denna som billigare och mera lönsam än den egentligen är. 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 då är också t ex vårt boende mycket billigt och bostadssektorn mycket lönsam.

Den vattenkraft som varit tillgänglig för utbyggnad under de senaste 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 parallth med kärnkraftsutbyggnaden lett till en fördyring av elproduktionen. Med den prispressade elmarknad som rått under 1980-talet med realt fallande elprisnivå torde efterkalkyler av 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 vatten- kraftsprojekt 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. Genomsnitt- ligt 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 projekt får då sökas i faktorer som till- 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.

Det kan tilläggas att det ligger i sakens natur att de löpande bok- 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 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 självfinans- iering. Aven olönsamma anläggningar uppvisar f ö samma tidsprofil för överskotten. Lönsamheten för en kraftstation erhålles som det dis- konterade 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.

Mot bakgrund av ovanstående hoppas jag ha klar'ort att anläggningars ålder inte är en relevant utgångspunkt för beskattning av anläggningar.

Motiv för beskattning av vattenkraft

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 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 tillgångarna är begränsade och utbudet prisokänsligt. I viss utsträckning har denna uppfattning modifierats i modern skatteteori genom beaktandet av dynamiska effek- ter, dvs effekter på kapitalbildningen.

Vilka motiv föreliger 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 (effektivitets- motivet).

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 m a 0 vara lönsamt att investera ytterligare i denna typ av teknik om det vore möjligt.

Vari består då dessa fysiska restriktioner när det 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 vattenkraftanlägg- ningar. 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 påverkas ytterligare i 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 kärnkraft- verk eller andra värmekraftanläggningar. Det förbud som nu gäller för ytterligare investeringar i ny kärnkraft kan visserligen ge upphov till en 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 läges- räntor 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- ringar i produktpriserna mer eller mindre omedelbart diskonteras i 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.

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 beskattning av läges- räntor ska utnyttjas som ett fördelningspolitiskt instrument utan godtyckliga effekter i enskilda fall krävs det egentligen att beskatt- ningen träder i kraft så snabbt efter en icke förväntad prisökning på den aktuella slutprodukten att lägesräntorna ej hunnit omvandlas till 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 reformering av den existerande 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 genom högre elpris utan enbart riktas mot lägesräntorna. Enligt prop 1982/83:50 borde den redan införda producentskatten i princip inte kunna övervältras på konsumenterna via höjda elpriser. Bakom denna förhoppning torde legat den enkla läroboksmodellen för övervältring av skatt. 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 elproduktio- nen sker i ett avkastningsreglerat företag, Vattenfall, som har som mål- sättning 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 typer av skattehöjningar delvis kommer att övervältras framåt på konsumenterna även på relativt kort sikt.

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 framgår 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 diskuteras i kapitel 4, dels på tidsperspektivet dels på i vilken grad företagen 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 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- godo-ort sig hela förmögenhetsökningen. Men även om tillgången inte omsatts utan tillhört ett och samma företag hela tiden har ägarge- nerationerna avlöst varandra, dvs även om inte tillgången bytt företag så byter företag successivt ägare, varför även i detta fall fördelnings- effekten 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 fördelnings- effekter? 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 finna 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.

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 idrifttagna före 1973. Skatteintäkterna uppgår till ca 1000 Mkr per år.

Inom ramen för nuvarande nivå på beskattningen finns det dock starka argument för en reformering av den existerande beskattningen, framför allt 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 läges- räntorna inom kraftproduktionen.

Vid en aweckling av kärnkraften ökar också styrkan i skälen för en särskild beskattning av kraftproduktionen och att faktiskt utnyttja att även en produktionsskatt övervältras framåt på konsumenterna via ett 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 avkastningsreglering av 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 efter- frågan på elmarknaden och en dyrbar ransonering kan därigenom undgås. 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 avkastning som varierar mellan kraftstationerna (p g a lägesräntan) och inte vattenkraftproduktionen generellt, dels att utforma beskattningen så att denna varierar med variationer i lönsamheten. För att lösa det problemet måste vi studera de modeller som står till buds för en beskattning. De olika skattemo- 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 upp- bördskostnaderna skall vara begränsade. 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.

Beskattning av avkastning

Förhållandet att det är lägesräntorna inom kraftproduktionen som skall utgöra skattebasen ger upphov till kravet att skatten på ett tillfredsstäl- lande sätt ska kunna differentieras med "avkastningsförmågan" som grund. Med avkastningsförmåga avses här inte den faktiska lönsam- heten i en existerande anläggning utan snarare den lönsamhet som skulle erhållas för en specifik anläggning om denna hade utgjort en nyinvestering som hade tagits i bruk idag. En anläggning med hög avkastningsförmåga är en anläggning med en hög andel lägesränta som andel av det överskott som anläggningen genererar. Lägesräntan ex- isterar som inkomstslag i samhället, men den kan mycket väl ha omvandlats till en kostnad för företaget. Det senare är fallet om en an— läggning bytt ägare och den nye ägaren köpt anläggningen utan för- väntningar om en framtida beskattning av lägesräntan. Att beskatta 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 avkastningsförmåga hos en anläggning. För detta krävs att lägesräntan ej förvandlats till en kostnad utan reflekteras i anlägg- ningens 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 driftskost- naden ur företagets synvinkel ökar med skattens belopp. Skatten kan 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 driftsplanering. I sådana situationer kan företagen finna det lönsamt att importera el i stället för att producera egen. Omvänt kan kraft- företagen 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 (kraftindustrins samarbetsorgan för samkörning med Norge) i ett brev till industridepartementet att kraftföretagen vid

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 natur- gas kommer att utnyttjas för elproduktion och kontrakten utformas som "take or pay" uppgår naturgasens rörliga kostnad i princip till 0 öre 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 idag ej heller 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 dagsläget gäller ett alltför lågt utnyttjande av vattenkraft inklusive exportförluster under lågbelastningsperioder då vattenvärdet är nära noll.

På sikt bestäms kraftprisnivån av den långsiktiga marginalkostnaden för ny baskraft, det vill säga av summan av rörlig driftskostnad och kapacitetskostnad för denna. Eftersom skatten på äldre krafttillgångar innebär att man generellt beskattar täckningsbidragen (alltså inte fall- räntorna direkt) hos dessa ska nytillkommande baskraft ej beskattas. Därmed, kan man hävda, kommer inte skatten på äldre kraft att påverka den långsiktiga marginalkostnaden för kraftsystemet och därmed inte heller på sikt marknadspriset på elenergi under förut- 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 vattenkrafttillgångar. Kraft- 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 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 pris- premien att bli ungefär lika med den förväntade skatten. Ju lägre de 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 kraftkonsumenter- na 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 på ålderssegrnent infördes vid 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 snedvridningari kraftföretagens produktionsplanering eller på grund av kortsiktiga priseffekter.

Fastighetsskatt

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 läges- räntan (eller som här fallräntan). Markvärdet utgörs alltså defmitions- 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 årliga 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.

SOU 1991:8 Sammanfattning 19 Vinstskatt

En extra vinstskatt på kraftindustrin kan också diskuteras, men en sådan är, under vissa förutsättningar, ekvivalent med en förmögenhets- skatt. Till dessa förutsättningar hör att lägesräntorna genom över- låtelser 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 skillna- derna 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 extrahe- skattning av kraftanläggningar generellt varför denna modell framstår som mindre lämplig.

Regional återföring av vattenkraftens vinster

Sedan lång tid tillbaka har möjligheterna diskuterats att återföra en del av det överskott som vattenkraften genererar till de orter eller regioner där produktionen sker. Motiven har skiftat, men huvudsyftet har varit 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 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.

I en viss omfattning förekommer redan en överföring av vattenkrafts- vinster 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 år 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 utgort.

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 skattein— komster först när lönsamheten stiger i kraftindustrin, vilket kan ta lång tid om inte kärnkraften avvecklas. 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 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:

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 återspegla fall- 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 KRAFI'SAM. Om taxeringsvärdena nu ska utnyttjas som beskattningsunderlag är det rimligt att någon form av prövningsrätt av taxeringsvärdena införs.

En skatt på markvärden uppfyller enligt min uppfattning bäst av tänkbara modeller krav på: - följsamhet mot elpriserna (via omtaxering var 6:e år) - följsamhet mot anläggningarnas avkastningsförmåga - ingen påverkan på driftskostnaderna - ingen ökad övervältring på konsumentkollektivet 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

svårare att upprätthålla på sikt. Allt eftersom tiden går och anlägg- ningar 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 skatte- underlaget. De långsiktiga effektivitetsförlusterna kan därför bli betydande. Om kraftproduktionen ska beskattas, bör beskattningen därför vara generell och ej begränsad till vissa årgångar av anlägg- ningskapitalet. 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 be- tydande del av lägesräntorna inom vattenkraften kommer att bli föremål för beskattning. Fördelningskonsekvenserna 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 avkastnings- förmåga 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 an- passas 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 considerably during the 19905 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 subject to taxation for the following reasons:

1. The economic disturbance created by a tax on power produc- tion in older plants should - from a fiscal point of view - be limited, provided the tax does not result in a price that differs from the marginal cost of production in new power plants. The effects of such a tax may even be positive to the extent that it 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 pricing below marginal cost.

2. The restructuring of the energy supply system will, from the point of view of income distribution, result in considerably increased costs. Electricity consuming households and industries will be forced to accept higher electricity prices which, sub- 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 directives, the main premise for this report has been " .. that the restructuring of the energy supply system should incur the least possible social costs, while retaining functioning energy markets."

The Future of the Electricity Market

Although the restructuring of the Swedish energy supply system does constitute the main premise for this report, the element of uncertainty associated with the speed and the actual process of restructuring is considerable. Within the timeframe of the investigation, the outcome

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

* The deregulation of electricity markets in the Nordic countries 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 price of electricity until it has increased by at least fifty percent. If the shutting down of nuclear power is passed 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 producers would, for instance, enable electricity intensive Swedish 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 histo- rical costs appear to be lower than present costs. With a market price of electricity around 20 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 in- vestment 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 considerably during the 19905. This also applies to the renovation of certain older plants which, despite their size, have been very costly and, in all probability, very unprofitable, - and for

26 Summary SOU 1991:8 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 plant's 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 plant's capital costs should never be confused with the profitability of the plant. The same timeframe applies to unprofitable plants as well.

Reasons for Hydro Power Taxation

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

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 technique would 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 by the natural, physical conditions for a specific activity, as represented by the natural height of falls in hydro power production. In this case we might say that the restriction generates a fall rent or a hydro rent.

The existence of the latter does, in my opinion, constitute the 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, one argument might be that it is important to avoid 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 plants, would therefore not be proper in my opinion. The current restriction on investment in new nuclear capacity may certainly generate some kind 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. Changes in the price of electricity are 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 immediately are 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 becoming a cost to the new owners. If the taxation of scarcity rent is to be used as an income distributional instrument without random effects, it should be imposed immediately

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.(Similar arguments apply to cogeneration production.) Thus, it is mainly for reasons of efficiency that we may argue in favor of a tax on the hydro rent and specifically,- of a change in the existing tax structure. Equity related arguments are difficult to 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 (1982/83250) suggested that the existing producer tax should not affect consumers through an increased price of electricity. The reason behind this suggestion was, in all probability, provided by the simple textbook 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 by the State Power Board (Vattenfall), the profits of which are regula- ted. The State Power Board's economic goal is to achieve the regulated profit level, not to maximize its profits. Under these circumstances it 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, l 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, parti- cularly 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 through an increased 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 Board's profit requirements, or by deregulating the electricity market.

The main problem associated with a tax on power production is that it should be constructed in such a way that it targets the profit variations resulting from hydro rent and varies with varying pro— fitability. The solution to that problem may be found amongst the 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 3 return of the profits from older hydro power back to the region in which they were generated as well as for a gradual adaptation of the tax on power company profits to changes in electricity prices.

Potential Projitability

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 cir- cumstances, i e when the hydro rent has not been converted into a 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 firm's 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,lies somewhere between 4 and

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 0 öre per kWh. Hydro power may, in this case, be crowded out by natural gas during slack periods. We might also consider the fact that a potential deregulation of the electricity market casts grave doubts about the viability of the abovementioned declaration by the KSN. Nor does the threat of an import duty appear to be credible, since the introduction of such a duty would be contradictory to the intent of our free trade policy.

To sum up, the efficiency losses that may be incurred by the continua- tion, or slight expansion of the existing kWh-tax should be fairly limited 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 perspec- tive, be considerable.

In a longer perspective, the power price level is determined by the long-run marginal cost of producing new power, i e by the sum of the variable operating cost and the capacity cost of producing the latter. Since the existing tax on older power resources implies a general taxation of the contributions from revenue towards the coverage of fixed costs (i e not the hydro rent), the view is that new power should not be taxed. Consequently, one might argue that the tax on older 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 possible expectations of taxes being imposed on newer types of hydro power in the future.

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 of power has risen to a level above the long-run marginal cost of producing it. The extent to which the price must rise before the power companies are willing to invest deppends, not only on the expected level of taxation, but also on the probability of new taxes being imposed. If the probability of a new tax is estimated to be close to one, the required price increase will approximately equal to the 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 higher power prices in the long run, if we include expectations of future new taxes. The former will, to some extent, be passed on to the consumers. In other words, the obejective of taxing scarcity rent in older hydro power will

not be met. As a result of the power companies' expectations of future taxes, investments will be postponed until demand has risen to a level that will justify a capacity expansion at the higher price.

The existing tax has also created a problem with regard to the long-run differentiation of the tax with regard plant vintage. The current segmentation of the tax was introduced at a time when it was fairly easy to determine the age of a plant. Renovation programs were, at that time, relatively modest. Today, these programs have grown considerably. The classification of power plants by vintage has become exceedingly complicated. The determination of the age of a plant has ahnost 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 Projits

Imposing an additional tax on power company profits may also be a possible alternative; however, under certain circumstances, such a tax will be similar to a tax on wealth, e g when, through changes of ownership, hydro rent has been converted into a cost. Variations in property values should, in this case, reflect variations in profits corresponding to the variations in hydro rent. The taxation of hydro would therefore, in principle, be equivalent to a wealth taxation of certain assets.

A tax imposed on the profits of each plant therefore implies a taxation of hydro rent. If, on the other hand, the plants have changed owners, the original differences in hydro rent will have been converted into 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 merely be seen as an unjustified additional tax on power production in general.

Retuming Hydro Power Pro/its to their Region of On'gin

The possibility of returning 3 portion of the hydro power profits to the regions in which they are generated has been the subject of a number 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 possibility of returning profits from older hydro power to the regions in which they are generated, in order to finance various efforts to stimulate growth."

A more thorough investigation of this question reveals a relatively strong legal argument against a direct link between regional ex- ploitation of land and water and a return of the profits from that exploitation to the regions, since compensation must be associated with some kind of effort.

A direct regional, or local taxation of the power companies is therefore not possible. A return to some form of municipal taxation 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 it, the only remaining avenue of 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 proposal to raise the current tax rate, but does suggest that the method of taxation be changed, so that added tax revenues will be generated only in a most uncertain future. This implies that the extent to which profits can be returned to the regions is limited by the current tax revenues of one 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 hydro power profits have also benefited Norrland

through the additional employment created by the recent unprofitable expansion of hydro power.

In the present circumstances, I find it difficult to justify a further increase of the rate of taxation of hydro power production. At the same time, the report proposes a new taxation model which will generate increased tax revenues only when the profitability of the power industri improves, - which may be a long process, if nuclear power generation is not abolished. If current tax revenues provide insufficient regional support, and if hydro power in general is to be used as a regional policy instrument, I see no other way than to transfer the profits from hydro power production from the State Power Board directly to regional development funds.

It may therefore be concluded that the obstacles to a return of hydro power profits, or a transfer of these to the regions, are not of a technical nature. Our proposals are quite compatible with this concept, although - for legal reasons - profits must be returned to the regions indirectly via the government budget.

The Taxation of Power Plants

It is fairly obvious that a property tax has certain attractive charac- teristics. However, it is necessary to clearly define the requirements that must be met with regard to the taxable values of power plants, if variations in these values are to reflect variations in scarcity rent:

a) The assessment of taxable value must be based on current market values; b) the taxable value must be divided into taxable land and building values; c) it must be assumed that the land value correctly reflects the scarcity rent for each plant.

The proposed model is based on the assumption that the quality of the 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, the greater part of the taxable value of hydro power stations is classified as land value. The land value includes the value of the individual plant's water rights. Since natural production conditions vary considerably from plant to plant, there is a great deal of variation in the land values (i.e. water right values), depending on height of falls, access to water, plant operating and maintenance costs, etc. The profitability of certain plants is estimated to be so low that the land value is assessed to be equal to zero. In certain other cases the land value represents approximately 75 percent of the total taxable value of

the plant. The basis for the tax assessment is normally produced by the Internal Revenue Service (RSV) in cooperation with KRAFTSAM.

If these assessed taxable values are to be used as the basis for taxation, it is reasonable to suggest that the power companies be granted the right to contest them.

A tax on land value will, better than any other possible alternative, meet the following requirements:

- compatibility with electricity prices (taxable land values are reassessed every six years); - compatibility with 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 existing tax system without changing the current revenue level does imply a certain redistribution of the tax burden. The State Power Board will, for instance, have to pay a larger share of the tax. Eventually rising electricity prices will result in higher land values which, in turn, will increase tax revenues. Conversely, falling electricity prices will lead to lower land values and decreasing tax revenues.

Considerable changes may be expected in the electricity market in the near future, e g the corporatization of the State Power Board, as announced by the government. It is therefore of the utmost importance that the future hydro power taxation model be both efficient and durable.

A tax based on the distinction between old and new, or on existing and newly constructed power plants, is undoubtedly quite easy to apply when it is introduced. In the long run, however, problems arise as a result of the difficulties encountered in maintaining the distinction between old and new. The definition of plant vintage becomes increasingly diffuse as a result of plant renovation, reconstruction, or expansion. A tax that attempts to maintain a distinction between old and new will not only provide an incentive to renovate plants before it is necessary and to a greater extent than necessary, but also give rise to expectations that new plants at some point in time are going to taxed. The long-run efficiency losses from such a system may therefore be considerable. If a tax must be imposed on power production, the tax should be general and not limited to certain capital vintages. A tax on older vintages provides a direct signal to producers to act in a shorter perspective and to reduce the assumed life span of plants, currently used in project evaluations. This would, inevitably, result in an upward pressure on the price of electricity.

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. Förslag till

Lag om ändring i lagen ( 1984:1052 ) om statlig fastig- hetsskatt

Härigenom föreskrivs att 1, 3 och 4 55 lagen ( 1984:1052 ) om statlig fastighetsskatt skall ha följande lydelse.

Nuvarande lydelse

Föreslagen lydelse

1 51

Till fastighetsskatt skatteplik- tiga fastigheter är sådana som vid fastighetstaxeringen beteck- nas som småhusenhet, hyres- husenhet eller lantbruksenhet om på lantbruksenheten finns vad som vid fastighetstaxe- ringen betecknas som småhus, hyreshus, tomtmark för småhus eller tomtmark för hyreshus. Från skatteplikt undantas fastighet som året före taxe- ringsåret inte varit skatteplik- tigt enligt fastighetstaxeringsla— gen (197911152).

Till fastighetsskatt skatteplik- tiga fastigheter är sådana som vid fastighetstaxeringen beteck- nas som småhusenhet, hyres- hussenhet, lantbruksenhet om på lantbruksenheten finns vad som vid fastighetstaxeringen betecknas som småhus, hyres- hus, tomtmark för småhus eller tomtmark för hyreshus eller

elproduktionsenhet som inte inrättats för produktion av elektrisk starkström för gkes- MgMM—elluml

anläggm'ng 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 privatbostad, som avses i 5 & kommunalskattelagen (1928:370) och som är belägen i utlandet,

skattepliktig till fastighetsskatt.

1 Senaste lydelse 1990z652.

Nuvarande lydelse Föreslagen lydelse 3 SQ

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,

Cl 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 5 kommunalskattelagen (1928z370), 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 hänsyn till den 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.

2 Senaste lydelse 1990:1383.

Nuvarande lydelse Föreslagen lydelse 4 r

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 elproduktions- beträffande del av fastighet, Litet gäller också beträffande flera fastigheter eller delar av del av fastighet, flera fastig- fastigheter 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 beskatt- ningsåret 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.

3 Senaste lydelse 198421078.

40. Författningsförslag SOU 1991:8 2 Förslag till

Lag om upphävande av lagen ( 1982:1201 ) om skatt på viss 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 ikraftträdan- det.

1.

Inledning

1.1 Direktiven

I beslut vid regeringssammanträde 1989-12-21 föreslog chefen för finansdepartementet Kjell-Olov Feldt att en särskild utredare tillkallas för att utreda frågan om kraftföretagens vinster (dir 1989163).

Bakgrund

"I prop 1987/88:90 om energipolitiken inför 1990-talet har rege- ringen redovisat sin syn på den framtida energipolitiken. Huvud- uppgiften är att skapa goda förutsättningar för den omställning av energiförsörjningssystemet som skall genomföras under de närmaste decennierna. Kärnkraftsawecklingen är en viktig del i denna omställningsprocess. Awecklingen skall kunna genom- föras 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 speglar på ett korrekt sätt den samhällsekonomiska kostnaden för elproduktion och den bör därför vara vägledande även i fortsättningen. En följd av att prisbildningen bestäms av marginalkostnaden är att ett bortfall av elproduktion som måste ersättas av ny och dyrare kraft kan leda till höjda elpriser.

Under omställningsprocessen kommer ny produktionskapacitet att behöva tas i drift. Ersättningsinvesteringar som kan bli nöd- vändiga kommer i betydande utsträckning att ske i relativt dyra kraftslag. I en sådan situation - där nya anläggningar har högre produktionskostnader - stiger priserna på el och därmed också värdet av äldre kraft med lägre produktionskostnader, t ex vattenkraft. Detta kommer att medföra höga vinster i delar av den existerande kraftproduktionen. Behovet av produktionsut- byggnad kan dock begränsas med hjälp av kraftfull effektivise- ring och elhushållning. Incitamentet för sådana åtgärder ökar i takt med att priset på el stiger.

Aven av andra skäl kan elpriser och vinster inom kraftindustrin komma att justeras uppåt. Ett nytt förräntningskrav har fast- 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 höjning av elpriserna. I och med att statens vattenfallsverk är prisledande inom elområdet kan resultatet bli en högre lönsam- hetsnivå inom kraftindustrin i stort.

Omställningen av energiförsörjningssystemet kommer att medföra stora kostnader för folkhushållet. Elkonsumerande hushåll och företag kommer att få acceptera högre elpriser med därav följande effekter för köpkraft och vinstnivåer. Det kan i en sådan situation uppfattas som oskäligt om vissa kraftpro- ducenter - just till följd av 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 samhällseko- nomiska kostnader. Detta gäller också skatter som träffar pro- duktionen 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 avviker 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 energipoli- tiska 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 1987/88240 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 omställ- ningen 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 kärn- kraftverk tas ur drift. Avkastningen i existerande kraftproduktion kommer därvid att öka. Utredaren bör belysa dagens ekonomis- ka 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 investerings- behov 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 kraftindu- strin 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 vatten- kraftsregionerna under en tioårsperiod skall få del av vattenkraf— tens övervinster. De förslag kommittén redovisar bör emellertid bearbetas ytterligare innan det är möjligt att ta ställning till dem.

Utredaren bör utforma sina förslag med hänsyn tagen 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.

Praktiska och principiella aspekter på olika åtgärder på skatte- området bör belysas. Utredaren bör i det sammanhanget ta del av de bedömningar som .orts av energiskattekommittén i 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 beskatt- ningen. 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.

I praktiken torde detta innebära att utrymmet för skattehöj- ningar är begränsat i dagsläget men att det kan bli betydande 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 pris- och konkurrensverk att med särskild uppmärksamhet följa pris- och konkurrensförhållandena på elenergiområdet. 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 1988z43).

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 fmansdepartementet

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)"

SOU 1991:8 Inledning 45 1.2 Allmänna utgångspunkter för utredningens arbete

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 ut.ort ledstjärnan i utredningens arbete.

Av direktiven framgår vidare att bakgrunden till utredningen är en framtida, men i tiden osäker, omställning av energisystemet med aweckling 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 systemet och kostnaderna för elproduktion i nya anläggningar kan förväntas öka ytterligare. På en väl fungerande elmarknad kommer det att krävas en betydande höjning av elpriserna innan investeringar av någon om- fattning i nya kraftverk blir lönsamma.

Mot denna bakgrund kan vi förvänta oss relativt betydande höjningar av elpriserna i framtiden, och det är utredningens uppgift att belysa konsekvenserna för kraftföretagens investeringsbehov och lönsamhets- utveckling 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 som genereras inom kraftindustrin är erforderliga för att klara framtida investe- ringsbehov inklusive kostnader för effektivisering av elanvänd—

ningen.

4. Bedöma storleken av de vinster som kan uppkomma i kraftindu- strin som helhet eller inom vissa typer av kraftföretag.

5. Under förutsättning att dessa vinster blir betydande redovisa lämpliga åtgärder för att vinsterna i ökad utsträckning ska kunna komma hela samhället till del.

6. Utforma förslagen med hänsyn tagen till att vinster från äldre 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 aspekter på olika 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 SPK'S analyser av pris- och konkurrensförhållan- den på elenergiområdet; vidare bör utredningsarbetet bedrivas med be- aktande 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 skattemo- deller 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 vattenkrafts— skatten.

2.1 Beskattning av naturresurser i andra länder - några exempel

Närmast redovisas hur vinstbeskattningen i energiproduktionsledet är 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 på vattenkraft i Norge och Kanada diskuteras.

2.1.1 Skatt på olja och gas i Storbritannien

I flera olje- och gasproducerande länder finns någon typ av särskild be- skattning knuten till själva utvinningen. Sådan beskattning förekommer i Argentina, Danmark, Kanada, Mexico, Norge och Storbritannien. I Storbritannien infördes särskilda skatter och avgifter vid olje- och gasutvinning 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 skattein- komsterna från oljeutvinningen steg kraftigt fram till oljeprisfallet 1985 /86. Som ett normgivande exempel på en övervinstbeskattning har dessa skatteregler därför sitt särskilda intresse 1.

Skattesystemet (inkl skattesatser) har förändrats vid ett flertal tillfällen, vilket bl a inneburit att producenternas skattevillkor stegvis förändrats. Det nuvarande skattesystemet består av tre typer av avgifter/skatter:

- Royalty: 12,5 % av försäljningsintäkterna (i vissa fall med avdrag för ilandtagningskostnader). Undantaget är olja från vissa nord- liga fält och fält utanför Southern Basin, som fått exploate- ringstillstånd efter april 1982.

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

- Petroleum Revenue Tax (PRT): 75 % av vinsten. Vid vinstbe- 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.

- Bolagsskatt: 35 % av vinsten. Denna beräknas på intäkter minus 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 avdrags- gilla. 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 genom- snittliga 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 awecklingskost- 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 oljeutvinning. Vidare skulle "uplift", "safeguard" skattefriheten 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 uppräknas med en ränta och vara avdragsgilla vid framtida resultatberäkningar. Detta skulle 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 negativ skatt, dvs ett betalningsinflöde. Detta skulle innebära att en jordränteskatt tillämpades fullt ut. Det kanske största hindret för att införa modellen är att bestämma hur befintliga oljefält ska behandlas.

Det andra förslaget, som betraktades som mer praktiskt genomförbart, innebar att royalties avskaffades för samtliga fält och att ökade av- skrivningsmöjligheter tilläts. Dessa skulle utgöras av 10 % av överav- skrivningarna 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 praktiken skulle detta betyda ett bidrag till nya oljeexploatörer.

Dessa förändringar skulle medföra att diskrimineringen av nya ex- ploatörer skulle upphöra. Nyinvesteringar skulle också stimuleras.

Det slutliga förslaget gick ut på att royalties avskaffas, liksom "cross field allowances" samt att en speciell 100 % avdragsrätt för investering- ar i Nordsjön införs vid beräkning av bolagsskatten.

2.1.2 Skatt på el i Norge och Kanada

Skatt på vattenkraft i Norge

I Norge pågår f 11 en översyn av hela den norska elmarknaden. 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 präglats av vertikal integration, vilket medfört problem med effektiviteten i verksamheten. De integre- rade kraftföretagen benämnes "everk".

I samband med reformeringen av kraftsektorn görs även en översyn av systemet för beskattning av kraftsektorn. Bl a diskuteras möjligheterna att förändra beskattningen av vattenkraften, t ex efter den modell som

infördes i Sverige 1983. Den gällande beskattningen av kraftsektorn i Norge är extremt komplicerad.

Reglerna är mycket svåröverskådliga, i några fall direkt oklara, och lämnar stort utrymme för tolkningar och godtycke; se Björndalen: Skatt- og avgiftsforhold i norske everk, Senter for anvendt forskning 1988z25. Vidare föreligger olika skatteregler för offentliga respektive privata kraftföretag. Det är bl a mot denna bakgrund som skattesys- temet nu ses över.

Vid en rangordning efter skattebelopp kommer inkomst-, förmögen- hets- 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 vattenkrafts- kommunerna. (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 själva kraftstationsanläggningen med maskiner även 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 avviker från de som läggs till grund vid för- mögenhetsbeskattningen. Kraftföretagen betalar nämligen även för- mögenhets- och inkomstskatt som delvis kommer kommunerna till godo. 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 5 k koncessionskraft.

I Norge gäller, till skillnad från i Sverige, att vissa, oftast privatägda, kraftföretag har en tidsbegränsad koncession på sina kraftverksanlägg-

ningar, vanligen 60 år. När tidsperioden utlöper överflyttas äganderät- ten till staten, samtidigt som berörd kommun kan tilldelas upptill en tredjedel av kraftanläggningens värde. Omfattningen av sådana äganderättstransfereringar är dock oklar.

Detta sammantaget gör att en dominerande andel av skatteintäkterna i många norska kommuner kommer från just kraftföretag. Tabell 2.1 visar de 40 kommuner som mottog mest i direkta skatter (förmögenhet, intäkt och fastighetsskatt) 1987. Koncessionsavgifter ingår ej. Av tabellen framgår även hur stor andel dessa skatter utgjorde av kommu- nens totala skatteintäkt det året.

Tabell 2.1. Norska kommuners inkomster av inkomst- och för- mögenhetsskatt från everk med egenproduktion och totalt från alla skattebetalare, belopp i NEK 1000. Kommun Inkomst- och för- Total Everkens bidrag mögenhetsskatter skatteinkomst till total från everk (1987) till kommun skatteinkomst (1986) (procent) Byklc 37169 41663 89,2 Eidfjord 23307 30007 77,7 Sirdal 30023 44001 68,2 Aurland 36470 49310 74,0 Modalen 6848 9227 74,2 Forsand 13978 21398 65,3 Tydal 14086 24442 57,6 Suldal 38979 67344 57,9 Valle 12643 21701 58,3 Ulvik 8868 17647 50,3 Hjelmeland 22304 41642 53,6 Vinje 24693 48895 50,5 Masfjorden 9238 19923 46,4 Nore og 12833 30038 42,7 Uvdal Hemnes 10877 38246 28,4 Laerdal 6919 21639 32,0 Nissedal 4601 13000 35,4 Namsskogan 4279 10586 40,4 Kvinesdal 17157 51428 33,4 Norddal 8060 20009 40,3 Tokke 3054 28545 10,7 Bardu 9541 34778 27,4 Fyresdal 3351 11825 28,3 Hol 14239 51543 27,6 Vik 6868 22963 29,9 Storfjord 4434 12508 35,4 Sorfold 4006 21522 18,6

Royrvik 1787 6842 26,1 Hjartdal 3547 14440 24,6 Tinn 5000 55092 9,1

Rollag 2949 11698 5,2 Iveland 1781 6910 25,8 Ål 8330 40345 20,6 Hemsedal 2660 14918 17,8 Nesset 5936 24481 24,2 Nes 3490 26063 13,4 Åmli 2661 13608 19,6 Jondal 2263 8943 25,3 Klabu 5834 31091 18,8 Nord—an 6349 42170 15,1

När skattesystemet nu ses över är det främst frågan om producent- överskotten från vattenkraften som tilldrar sig intresse. Dessa överskott analyseras med utgångspunkt från förekomsten av jordränta och/eller olikheter i kvasiränta (eller täckningsbidrag). Det är enbart i vatten- kraftverken som jordränta uppstår.

Olika modeller är föremål för analys f 11.2 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 analys vi tagit del av är bedömningen att alla modeller är förknippade med problem av olika typ, och att därför ingen av ovan-

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

stående modeller entydigt kan förespråkas. Den modell som ger bäst anpassning till jordräntan, särskattemodellen, har andra nackdelar. Man noterar dock att en indelning av verken i kostnadsklasser (t ex efter utbyggnadskostnad per kWh) som grund för skatteuttaget skulle resultera i en mer direkt koppling till de faktiska jordränteförhållande- na. Som jämförelse har man då det svenska systemet med en Skatt differentierad efter kraftverkens ålder. (Avslutningsvis i detta kapitel presenteras den svenska skattemodellen samt en redovisning av de hittillsvarande erfarenheterna av den svenska beskattningen.)

Skatt på vattenkraft i Kanada

Beträffande Kanada skall endast kort noteras att en tvådelad vatten- kraftsskatt infördes redan år 1961. Kraftbolagen debiteras dels en avgift per såld kWh, dels en avgift per kW. Vattenkraften dominerar Kanadas 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 höjas måttligt 1975 (efter första oljekrisen) och drastiskt 1981 och 1982. Skatten per kWh sjönk realt 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 den 1984 ca 2,4 öre per kWh respektive 17 kr per kW.

2.2. Den svenska vattenkraftsskatten

Beskattning av vinster från produktion av kraft, särskilt vattenkraft, har utretts tidigare. Energiskattekommittén, som lämnade betänkandet "Skatt på energi" ( SOU 1982:16 ), erhöll som ett tilläggsuppdrag att se över frågan om beskattning av övervinster som kan uppkomma hos ägare av äldre kraftanläggningar, främst vatten- kraftverk. Kommittén skulle även presentera modeller för hur en sådan beskattning skulle se ut, men var inte ålagd att lägga fram ett konkret förslag eller förorda en viss modell. Denna utredning redovisas kortfattat i nästa avsnitt. Därefter följer ett avsnitt som redogör för efterföljande proposition och lag om skatt på vattenkraft. Kapitlet avslutas sedan med en redogörelse för vissa erfarenheter från vattenkraftsskatten samt en sammanfattning av den del i statens energi- verks momsutredning som behandlade vattenkraftsskatten.

SOU 1991:8 Beskattningsformer i andra länder 55 22.1 Skatt på energi ( SOU 1982:16 -17)

Kommittén ställde frågan huruvida det är möjligt att enbart beskatta s k övervinster från vattenkraftproduktion utan att därmed beskatta vattenkraft generellt.

Dessutom analyserades frågan om vilka övervältringsmekanismer som uppkommer vid en eventuell beskattning. Väsentligt var även att en skatt inte skulle inverka negativt på utnyttjandet av kraften, så att t ex ombyggnader där kapaciteten förstärks inte motverkas av skattesyste- met.

Kommittén ansåg att en eventuell övervinstbeskattning inte borde ske inom den ordinarie energibeskattningens ramar. Om en skatt skulle införas var, enligt kommittén, en modell baserad på genererad vinst eller utnyttjanderätt att föredra framför modeller baserade på antal producerade kWh eller installerad effekt i produktionsanläggningarna.

Frågan analyserades och presenterades ingående av företagsekonomer från Göteborgs universitet i bilagedelen till utredningen. Bl a ägnades definitionen av begreppen vinst och övervinst intresse. Nedanstående genomgång är baserad på bilaga 3 i SOU 1982:17 .

Eftersom kraftbranschen är mycket heterogen föreligger det skilda 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 (Value and Capital, Oxford 1939). I enlighet härmed är vinst det maximala belopp som kan utdelas under en tidsperiod utan att företagets förmögenhet (i reala termer) minskar. Denna definition 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 föreligger med vinstberäkningen. Företagsledning, aktieägare och långivare kan förväntas ha olika syften. Om man utgår från ett företagsledningsorienterat begrepp och baserar detta på redovisad förmögenhet kan vinst definieras som förändring i företagets förmögen- het, d v s förändring i eget kapital. Detta utgör den klassiska bok- föringsmässiga vinstdefinitionen där vinsten kan utläsas i såväl balansräkning som resultaträkning.

Av stor betydelse vid fastställandet av vinsten för en delperiod blir hur kostnaderna periodiseras, dvs fastställandet av resursåtgången för perioden. För rörliga kostnader utgör detta inget problem, men för 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 anläggnings- respektive omsättningstillgångar. I praktiken är användningen av vinst- mätning 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, överav- skrivningar m m). Av stor betydelse blir då hur ett företag väljer att redovisa sina kostnader och intäkter. Olikheter här försvårar jämförel- ser 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 är.

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 Rr—måttet innefattar RE-måttet även finansiella kostnader. Därigenom 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 före- komst 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. Modeller- na 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 in- stallerad 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 alterna- tiven 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 beskattningsför- mågan 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 o 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 vinstdefinitionsproblemet), förorda ett system 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 kärnkraftsav- vecklingen 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 5 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 för- hållande till den totalt installerade generatoreffekten i den skattskyldi- ges samtliga vattenkraftverk. Om den skattskyldige t ex har ett vatten- kraftverk 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 (SFS 1982:1201), med, 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 undan- togs 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 generato- reffekt 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 deklara- tion 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.

60 Beskattningsformer i andra länder SOU 1991:8 2.2.3. Erfarenheter av vattenkraftsskatten

År 1988 lät statens energiverk utvärdera vilka effekter den införda skatten hade haftl. 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 9035 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 belastning på före- tagen. Grunden för beskattningen är ju anläggningarnas ålder i för- hållande till när skatten infördes, d v s 1983, inte hur gamla eller lönsamma olika verk är när skatten faktiskt tas ut.

I sammanhanget skall också noteras att anläggningarna förändras 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 tycks inte skatten, tvärtemot dess syfte, direkt ha träffat s k övervinster, eftersom mindre lönsamma företag verkar ha drabbats hårdare än mer lönsam- ma. Det är inte alltid anläggningens ålder som avgör dess lönsamhet för det enskilda företaget.

3 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. Det 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 bolags— bildningar skulle dessutom öka vid höjda skattesatser.

Vidare kan skattemodellen medföra att lönsamma produktionsanlägg— ningar 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.

E ffekter 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 vattenkraftsskatt 1983-1989 Mkr. Skattens andel i procent av totala rörelsekostnader anges inom parentes

Kraftföre- 1983 1984 1985 1986 1987 1988 1989 tag Skellefteå 22 (11,0) ' 17 (6,4) 15 (5,0) 17 19 (5,8) 17 (4,9) Kraftverk1 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 (4,7) 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) Vattenfalls- verk Uddeholm 29 (4,3) 31 (4,1) 37 (3,7) 31 (3,1) 42 (4,3)2 40 (4,0)2 31 (2,9)2 Kraft Skandina- 29 (3,6) 34(3,6) 34(2,8) 17 (1,5) 21 10 3 viska El- verk Sydkraft4 71 (2,9) 73 (2,7) 75 (2,1) 65(1,5) 82 (1,9) 77(1,7) 71 (15) 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 energiverk, september

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

energiverk. *) Framgår ej 1 Observera att det ej avser koncernen. Årsredovisning för 1987

saknas hos uppgiftslämnaren. 2 Inkl Alvkraft AB. 3 SEV köptes av ASEA 1988. Av årsredovisning framgår inte kostnaderna för SEVs verksamhet. 4 Uppgifterna om betald skatt är från Sydkrafts årsredovisning. 5 Årsredovisning för 1987 saknas hos uppgiftslämnaren.

SOU 1991:8 Beskattningsformer i andra länder 63 Av tabell 2.3 framgår skattens relativt sett minskade betydelse för före- tagens kostnader. Detta är en naturlig konsekvens av att övriga kost- nadsposter i större eller mindre utsträckning, till skillnad från vatten- kraftsskatten, har följt inflationen.

I tabell 2.4 redovisas hur samma företags räntabilitet på totalt kapital utvecklats. Där redovisas även, där så varit möjligt, uppskattningar av vad räntabiliteten hade varit vid frånvaro av skatt.

Tabell 2.4. Räntabilitet på totalt kapital 1981-89 (%), inom parentes anges uppskattningar av räntabilitet exkl skatt. Kraft- Skellefteå Bålforsens Krångede Gullspångs Statens företag kraft kraft kraft vattenfallsverk 1981 18,6 18,1 105 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) (14,6) (18,0) (13,0) 1984 13,2 12,4 6,8 15,4 11,1 ' ' (14,9) (185) (12,3) 1985 17,1 14,4 5,0 10,5 10,5 (21,6) ' (12.9) (13.7) (11,6) 1986 6,5 10,4 5,7 7,7 9,1 (9,7) ' (12,3) (9,9) (10,0) 1987 1 12,8 -1,2 9,3 8,5 (15,6) (7,1) (11,6) (92) 1988 8,9 12,9 4,7 9,5 8 (11,3) (15,2) (11,7) (12,2) (8,7) 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 företag kraft naviska kraft verken Kraft energi elverk 1981 6,7 10,3 9,7 0,8 1982 7,4 10,8 8,8 10,7 7,5 0,1 1983 12,2 14,3 9,3 11,1 9,5 0,7 (14,7) (16,2) (10,0) (12,7) (10,2) ' 1984 12,6 19,2 10,0 11,1 9,7 9,9 (155) (215) (10.7) (12.5) (10.1) (11.1) 1985 10,7 13,9 9,0 10,4 11,1 3,4 (13,6) (16,2) (9,6) (11,9) (115) (4.6) 1986 9,9 15,5 8,4 9,9 8,6 1,9 (12,4) (16,7) (8,9) (10,9) (8,9) ' 1987 5,9 9,6 9,7 1 8,1 (7,2) (10,2) (10,8) (8,6) 1988 6,2 10 10,8 4,9 9,7 (7,9) (105) (11,7) (6,6) (10.1 1989 6,7 10,6 13,3 5,3 9,1 (7,9) (11,1) (14,2) (6,0) (95)

Källa: För åren 1983-86: Vattenkraftsskatt i Sverige. Underlag för energiprognoser, statens energiverk, september 1988. För åren 1987-89: ej publicerade bedömningar från statens energiverk.

1 Årsredovisning för 1987 saknas hos uppgiftslämnaren.

Enligt tabell 2.4 har flertalet företag bibehållit eller [ o 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.

N är 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 elmarknaden 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 an- passning som skett till dagens system när det gäller administrativa rutiner m in. Som exempel på övergångseffekter av införandet av vattenkraftsskatten har företagen bl a fört fram de oförutsedda kostnaderna i samband med de 8 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 1987z30) 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 fram- tiden, förefaller dock kraftföretagens ekonomiska situation att bli pressad, och utrymme saknas, ansåg verket, för en utökad kraftbe- skattning utan snedvridande effekter.

Syftet med en ökad beskattning framöver är enligt verket tvåfaldigt. Dels skulle en ökad beskattning kunna medverka till en finansiering av den offentliga sektorn med ett minimum av snedvridande effekter. Dels skulle ökade vinster som tillåts stanna kvar i kraftsektorn kunna komma att användas ineffektivt. Som exempel nämns subventionering av elanvändning via genomsnittskostnadsprissättning, med ineffektiv elanvändning som följd, samt lägre kostnadsmedvetande och resurss- löseri inom kraftsektorn (t ex omotiverade löneförmåner, lyxprojekt och olönsamma investeringar).

Verket diskuterar även de olika modeller för beskattning som framför- des 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 oljeutvinning i Storbritannien har visat sig diskriminera nyetableringar och nyin- vesteringar.

Just frågan om nyinvesteringar och incitament för nya exploatörer framhåller verket som centrala utgångspunkter vid utformningen av 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 enligt verket den fördelen att den följer intäktsgenereringen. Den införda skatten upplevs nu även av kraftföretagen som etablerad, och det talar för att det är lämpligt att fortsätta med den typen av skatt. En effektbaserad skatt skulle å andra sidan troligen störa driften mindre - skatten utgår ju oavsett om anläggningen körs eller inte. Dåliga vattenår måste emellertid företaget ha en buffert som möjliggör skatteuttaget. Vikten av att ta hänsyn till 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 kärnkraftsavveckling som för att tillgodose ökad 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 kraftsla- get inte ligger på marginalen. Man skulle i princip behöva konstruera en kostnadstrappa som bibehöll samma relationer mellan olika

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 frågan om den begränsning som kärnkraftens rörliga kostnad utgör. Vid en 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 (vid 12 aggregat i drift). Vid en omfattande kärnkraftsaweckling är det i stället den rörliga kostnaden för ersättningsalternativen (kol eller naturgas) som utgör taket för vattenkraftsskatten. Först då skulle vattenkraftsskatten kunna höjas rejält utan att den stör drift eller prissättning. En skatt på t ex 10 ör- 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 mellanperiod (ca åren 1995-2005) eventuellt skulle få inskränka sig till en liten kärnkraftsskatt för att möjliggöra en höjning av vattenkraftsskatten.

Mia Håål"? %li-'i? 'n'-stansar: " ilflidiliåa Syftet med J. ill ailw filial-nn Lli- Will tiil: (Lu '- Lillä'hl mana. autism mäklad. WWW Afa)

'dmulli'lu'lr54n'k1w11m: håll.-" muuu- : r-' ll'

Ålfillrl lilalili-: 'l'miioi mm: i 'br'. .1 nu . imamnaww Råttililllw . , Muff—ill 1 MAJ. ' SWM 055911,

|"r 'u'l- . i'nu ir

'if * w: ' l.),llrlllao ' lån—lr.?fnlirrl) 1.841: manualen "ii , & & MIFÅJW fathir. . ' iland sekularism lqåsb döma till najsnlmkå hlnall'enza 1 limonit nu- (film 113 0540

nylijzi'ndtu. liten. shui 911" . sli'u- nlnpqrmi'i HSrk-mrrlllditm.

En inkl-lilw'lJ-lgt ULllll-lll'l! turc,:'leu lm .mlip Hurlirlt tll—n lindell-u. lll dm: Fujii li-uqului'sir: trauma-u linn införda allrum _irppiiwr IH iii-en luv lltnllfijrmnghli. iirnrr liir-"inland,- r vill dnt'lalnr få.: att, liet ,'u' llmuilinl lill fon Jill.» nr:..i 1.1.1! nn.- ci ir- tilll. Eridani-riot. :ll lekar! 'Julullr' 1 unit-»

" Silli-lll helium: där»: llt-Jill »: mindre - shallow tili-.it jii' WWGlL um .:Wl'iH_ omge-u uk- lu'.._cll:.rim.u: kallpr- mil.-nirmtit, ”PillC'll'illI'LllLF | ,,,. 'lls en hum—rti horn möjliggör skattetillagel li'ikxun in.- att ta hillmyu 'L'll.

bulimi-"ring. nshcniliuiniiiilnrinåguilletuus. (timuriilwurl'ukf' frå 'l'l'l | tolerans.-rummet synvinkel 'i'ufrl val 4.1 rimma-uhh,: betungande Elin".- ' ulu'l. drill nm. den nyligen införskaffats #" tl'll'l'll Ilj'l: limma..

Fjitlldiigen lir liven dif-a'tl'illusm in ukuui. framhåller, lur—rillet. rush Mill-lr. »» lilla hall fuldmfurldimnitrltålbimtzsiuillgnruithrndllru—lgmnt'c'l rinna. l :.uli- :.J-uu .te med 4.1: d umkidl'mwt _kliug som "för att lillan-Liu. ökad ' ' '- till'-Briana på 'I. ' » » - -' » -' —-

Elim Häll-L i ls m labil-mm lrmth .m en prismässig ensamma; uu.| " itll Albumbild—ln. Daun medier :.nglt'mr' -iil 'Jllrurniningiin .1'.' ('i.

skärpt. över . "i utlaskubniug ' Vcikr't ha» uhåHnr .u'.l ju fler lnaflilng som hmkdim (desto men: blir

balterna lu'-r puh.»- Irakier, titel-mu] det är Svårt att nu:—.: baskettalang. inträtt den i.u-tillslag så till skallen bara f.d! ut sid»iilfl.lll—:r. u'l Ilwn'llfill' um inte ligger pil mmglnrlen. Mim skulle 'i princip bulimia koruna-urin um 'koslnadiil'mppn' som bibehöll lumen relationer mellan millii ! l l l H

3. Svensk elmarknad: kraftbalans, branschförhållanden samt vattenkraftens roll

I detta kapitel redovisas elanvändningens omfattning och samman- sättning, elproduktionssystemets uppbyggnad samt elprisnivån i dagsläget. Vidare presenteras bedömningar över kraftsystemets utbyggnadskostnader samt kraftbalansens och elprisernas utveckling under 90-talet enligt statens energiverk. Därefter ges en översikt av de större kraftföretagen samt av lönsamhetsförhållanden i branschen. Kapitlet slutar med en genomgång av förhållanden som gäller den svenska vattenkraftens omfattning, ägandeförhållanden samt regler för utbyggnad och nyttjande.

3.1. Elanvändning och elproduktion

Den totala elanvändningen, inklusive avkopplingsbara elpannor, uppgick 1989 till drygt 139 TWh. Den prima elanvändningen, d v s elanvänd- ningen exklusive avkopplingsbara elpannor, var 131 TWh. 1989 var ett ovanligt varmt år och temperaturkorrigeras användningen till normalare förhållanden motsvarar detta en elanvändning på ca 134 TWh.

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

Tabell 3.1 Elanvändningen 1988-1989 (TWh)

1988 1989

Industri 50,7 51,7 Transporter 2,6 2,5 Bostäder, service m m 62,9 61,3 Fjärrvärme 3,7 3,6 Distributionsförluster 11,3 12,1 Prima användning 131,2 131,2 Temperaturkorrigerad 131,9 133,7 prima användning

Avkopplingsbara 7,6 7,8 elpannor

Total elanvändning 138,8 139,0 (inkl avkopplingsbara

elpannor), netto 1

Källa: Statens energiverk, 1990:5.

1 Exklusive egenförbrukning i elproduktionsanläggningarna.

Sedan år 1970 har den prima elanvändningen ökat med i genomsnitt 4 % per år. I början av 1980-talet ökade elanvändningen under några år med ca 10 % per år.

Under 1989 producerades totalt 139,5 TWh el i landet. Elproduktionen har varit ganska konstant under åren 1987-1989, medan nettoexporten har minskat i takt med att elanvändningen har ökat.

Produktionen av el i landet sker väsentligen i vatten- och kärnkraftverk. El produceras också i oljekondenskraftverk, mottrycksanläggningar och gasturbiner. De senare används nästan enbart vid 5 k topplasttider.

Tillförseln av el för åren 1988—1989 framgår av tabell 3.2.

Tabell 3.2 Elproduktionens fördelning på produktionsslag (TWh)

Produktionsslag 1988 1989 Vattenkraft 68,8 71,0 Kärnkraft 66,4 62,8 Industriellt mottryck 3,0 3,2 Kraftvärmemottryck 2,7 2,1 Kondenskraft 0,4 0,3 Gasturbiner, annat 0,1 0,1 Nettoproduktion 141,4 139,5 Import / Export -2,6 -0,5 Nettotillförsel 138,8 139,0

Källa: Statens energiverk, 1990z5

Kostnaderna i elproduktionen kan delas upp i kortsiktigt rörliga kostnader, övriga drifts och underhållskostnader samt kapitalkostnader. Den kortsiktigt rörliga kostnaden i en anläggning utgör marginalkost- naden för produktion av ytterligare en kWh i en i drift varande 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 naturgas, är utformat som "take or payf'.) 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 5 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

läggas kapitalkostnaderna vilka varierar starkt mellan olika anlägg- ningar 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 under- hållskostnader, medan ett antagande om kort livslängd förpassar en del av drifts— och underhållskostnaderna till reinvesterings- och för- nyelsekostnader. Detta kan illustreras med vattenkraften. Vid ett antagande om 40 års livslängd på anläggningarna uppgår drifts— och 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 under- hållskostnader 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 produktionskost- naderna i befintliga elproduktionsanläggningar.

Tabell 3.3 Rörliga produktionskostnader i 1989 års priser för be- fintliga elproduktionsanläggningar

Produktionsslag Bränslekostnad Övrig driftskost- Summa Produktionsskatt öre/kWh nad öre/kWh öre/kWh el

Vattenkraft 0 3,51 3,5 0-2

Kärnkraft 52 6 11 0,2

Oljekondens 18 4 22

Kraftvärme:

Kol 64 23 8

Olja 74 23 9

Källa: Statens energiverk samt egna beräkningar.

Livslängd 60 år Inklusive avfallshantering Värmekrediterat Inkl bränslekreditering

Aum-A

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 kostnadsnivå 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 elproduk- tionsanläggningar i 1989 års penningvärde.

Tabell 3.4 Produktionskostnader i 1989 års penningvärde för nya elproduktionsanläggningar

Bränsle- Kapital-

Bränsle _ . Drift- och kostnads- kostnad _ Produktrons- Kapital— _ __ inkl kre— Summa MW underhåll kredrte- ore / kWh _ 4 __ slag kostnad _. _ ditenng ore/le ore / kWh rmg __ for kW öre/kWh

Kraftvärme Kol 50 24 20 -5 -7 6 38 Olja 50 18 13 -1 -2 8 36 Naturgas 50 11 7 -0,2 -1 18 35 Kondens- kraft Kol 2 . 600 13 8 13 34 Olja 2 . 600 10 5 17 32 Flis 50 15 15 32 62 Naturgas 4 . 300 6 3 23 32

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 produktions- och underhållskostnader dels av kapacitetskostnader i produktion och 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 elprisnivån för högspänd elenergi, utvecklats 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

länderna har dock Norge haft betydligt lägre genomsnittliga marginalkostnader, medan Finland legat ungefär i paritet med Sverige och Danmark betydligt över Sverige. Dessa skillnader i kortsiktiga marginalkostnader återspeglas väl i import/exportstatistiken för elenergi.

3.2.1. Högspänd el

Det mesta av den fasta levererade högspända elen säljs enligt tariffer. 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 ettåriga avtal för leveranser av högspänd el. De kraftföretag som oftast erbjuder flerårskontrakt är Vattenfall och Stockholm Energi AB.

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 på högspänd el, uppdelad på kraftföretag, redovisas för s.k. "typkunder".

Tabell 3.5 Prisutvecklingen avseende 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 Mellan-

sverige

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

Bäkab 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.

För den typkund som redovisas i tabellen tillämpade Båkab Energi AB 1985-1988 samma tariff som Vattenfall i mellersta Norrland. Av tabell 3.5 framgår att Skellefteå Kraft och Båkab har haft de lägsta priserna under hela perioden, medan Sydkraft, Stockholm Energi och Gullspång under hela perioden haft de högsta priserna. Vi ser även att skillnaden mellan högsta och lägsta pris successivt har ökat från 3,5 öre/kWh 1985 till 5,3 öre/kWh vid slutet av perioden. Den totala nominella prisökningen för angiven typkund varierar mellan 21,1 % hos Skellefteå Kraft och 29,2 % hos Stockholm Energi.

3.2.2. Internprissättning

Utformningen av internprissättning inom företag eller koncerner är delvis betingad av marknadsförutsättningar och skattelagstiftning. Skatte- och avkastningsmässigt betingade dispositioner i internpriser är ofta en följd av att olika verksamheter bedrivs under olika villkor. 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, bolag etc) som samverkar under koncernliknande former. Koncerner med energiverksamhet bedriver ofta annan huvudverksamhet. Frågan om internprissättning kan därför betraktas som underordnad det utifrån effektivitetssynpunkt givna kravet på välfungerande marknader.

Ur effektivitetssynpunkt är det framförallt två aspekter på internprissättning som är intressanta och som kan formuleras i två 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 på den första frågan är av allt att döma: I mycket ringa utsträckning. Det finns egentligen inget som tyder på att den elenergi, som utnyttjas internt inom de koncerner som har egna krafttillgångar, skulle internprissättas till ett pris under alternativkostnaden, dvs elenergins marknadsvärde. Denna uppfattning har också bekräftats i diskussioner med ett antal av dessa företag. (Ofta utnyttjas Vattenfalls tariff som internpris.) I samma riktning talar även den strukturomvandling som ägt rum när det gäller ägandet av de privata krafttillgångarna. Att genom felaktiga internpriser subventionera en rörelsegren strider också mot kravet på företagsekonomisk rationalitet och kan inte ligga i aktieägarnas intresse. Det är endast om företagsledningar har råd att hålla sig med andra målsättningar än ekonomisk rationalitet som sådant beteende kan uppstå.

Då företagsledningar förverkligar sina egna målsättningar på bekostnad av ägarnas föreligger ett typiskt s k principal-agent problem. Sådana problem torde vara mycket vanliga inom offentlig verksamhet, och då i två led genom politiskt styrda företagsledningar, i varje fall om skattebetalarna betraktas som ägarna. Det torde således inte höra till ovanligheten med s k korssubventionering inom kommunal energiverk- samhet. Vinster från monopolverksamheten inom eldistributionen torde ofta utnyttjas för subventionering av egen elproduktion, fjärrvärme eller energisparprojekt. Denna typ av monopolistisk exploatering av elkonsumenterna har ofta kritiserats, och SPK har i skilda sammanhang och sedan lång tid tillbaka krävt sluten ekonomisk redovisning (ring fencing) av olika kommunala verksamheter som skydd för konsumen- terna. Dessa strävanden har ännu inte krönts med någon framgång, och, som ytterligare diskuteras i avsnitt 4.1, föreslår nu stat-kommun- beredningen (SOU 1990:107) en ytterligare försämring av konsuments- kyddet 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 januari 1990 ökade priset på lågspänd el (SCB:s elprisindex) med 92 procent (exklusive skatt 86 procent), vilket är väsentligt mer än prisökningen på högspänd el som uppgick till 66 procent under perioden. I förhållande till den allmänna prisutveckling- en har dock elpriset i konsumentledet realt sett sjunkit något - med ca 4 procent - under perioden.

I tabell 3.6 åskådliggörs elprisutvecklingen för tre kundtyper hos de företag som SPK studerat1. 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.

Tabell 3.6 Prisnivån för lågspånningsleveranser till typkunder inkl abonnemangsavgift, energiavgift och energiskatt januari 1985-januari 1990

Företag Öre/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

Sydkraft 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

GuUSPåna

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

Båkab

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

___—__—

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 utan 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 R199015

Av tabell 3.6 framgår bl a 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 övriga redovisade dis- 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.

- Skillnaden, uttryckt i öre/kWh, mellan högsta och lägsta elpris för dessa företag var ijanuari 1990 20,2 öre för kunder i lägenhet samt 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 Kraftbalansen under 90-talet - en bedömning Under hösten har statens energiverk genomfört revideringar av prog- noser för elanvändning och elproduktion under 90-talet. Utredningen har tagit del av detta material, som kommer att publiceras i början av

19912. Verket förutser en ökning av den prima elanvändningen från 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 elanvändningen inom sektorn bostäder och service som bedöms svara för ökningen. Industrins ökning förväntas bli mycket måttlig fram till 1995 (0,3 % per år). Elproduktionen baserar sig i verkets prognos på befintliga anläggningar samt ett mindre tillskott av kraftvärme, fast import och ny gaskondenskraft. Med 12 reaktorer i drift år 2000 bedömer verket att elproduktionssystemet kan ha den sammansättning som framgår av tabell 3.7.

Tabell 3.7 Elbalanser för 1989 och 2000.

Kraftslagl 1989 2000 Vattenkraftz 71,1 65,0 Kärnkraft 62,8 67,0 Industriellt mottryck 3,2 3,7 Kraftvärme 2,1 6,2 Oljekondenss 0,3 3,2 Gaskombi - 2,0 Gasturbiner 0,1 0,1 Nettoproduktion 139,6 147,2 Import - Export 0,5 +4,54 Total tillförsel, netto 139,1 151,7

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.

2 Energiöversikt 1989 - 1995 - 2000, statens energiverk 1991 (publiceras under 1991).

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 idag och som medför en väl tillgodosedd leveransförmåga kommer att minska i takt med att elanvändningen ökar. Därmed ökar också risken för energibrist. Verket har i sin prognos antagit att bristrisken successivt kommer att öka för att omkring 1995 uppgå till den nivå som anges i det leveranssäker- hetskriterium som tillämpas av den svenska kraftindustrin. Denna leveranssäkerhetsnivå är resultatet av en avvägning där (antagna) kostnader för energibrist hos konsumentkollektivet vägs mot kraftföre- tagens kostnader för reservkapacitet. Efter 1995 antar verket att kapaciteten utökas (utbyggnad och/eller import) så att bristrisken inte ökar ytterligare.

Vid bedömning av efterfrågetillväxten har verket utgått från ett råkraftpris (d v 5 pris på stamnätsnivån) som ökar från 17 öre/kWh 1989 till 27 öre/kWh år 2000, dvs en ökning med knappt 60 %. Denna ökning beror på elanvändningens utveckling samt på att bränslekost- naderna för producenterna antas öka. För elproducerande kraftföretag antar verket att priset på olja (EOS LS) ökar med ca 30 % mellan 1989' 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 är medräknat en svavelavgift på 30 kr/kg svavel men däremot inte någon koldioxidavgift (i enlighet med miljöav- giftsutredningens förslag, hösten 1989).

Det råkraftpris som verket har utgått från vid bedömningarna av elanvändningens utveckling är något lägre än marginalkostnaderna. Verkets utgångspunkt har varit att råkraftpriset på längre sikt ökar till ett jämviktspris i nivå med marginalkostnaderna i systemet eftersom detta är en förutsättning för lönsamma utbyggnader av ny produktion- skapacitet i Sverige. Om detta är en realistisk utgångspunkt eller inte är svårt att veta, menar verket. Mot alltför låga elpriser talar behovet av att skapa jämvikt mellan tillgång och efterfrågan på el. Ett för 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 tillräckligt hög grad. Hur en ökad integrering av elmarknaderna inom Norden, men också inom Europa,

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

Min egen bedömning av elmarknadens utveckling diskuteras i avsnitt 4.3.

3.4. Den svenska kraftindustrin 3.4.1 Företagsstruktur Landets krafttillgångar ägs till dominerande del av drygt tiotalet

företag. Av tabell 3.8 framgår hur ägandet av olika produktionsanlägg- ningar är fördelat mellan företagen.

Tabell 3.8 Företagens ägande av olika produktionsanläggningar, MW

Vattenkraft Värmekraft Varav käm- Totalt kraft

Sydkraft 1184 3446 2385 4630 Stockholm Energi 268 1319 750 1587 Stora Kraft 880 500 220 1380 Bålforsen Kraft 897 276 110 1173 Gullspångs Kraft 389 544 306 993 Krångede 794 794 Uddeholm Kraft 480 190 139 670 ASEA 307 291 157 598 Graningeverken 455 4 459 Skellefteå Kraft 365 61 61 426 M0 0 Domsjö 145 80 225 Nordkraft 180 180 Umeå Energi 144 144 Jämtkraft 144 144 Avesta 128 128 Holmen Papper 73 53 126 Summa 6833 6764 4128 13597 Övriga medlems- 370 478 848 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 till- sammans svarar för något mindre än hälften av den totala produktion- skapaciteten och Vattenfall för något mer än hälften.

Bland de privata företagen finns en tendens till förändringar av ägande- strukturen. 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 finansieringsformer. 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 årsproduk- tion, d v 5 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

— Operativa kostnader och kostnader för underhåll och upp- rustning - Alla skatter och avgifter - Ett belopp avsett att täcka räntor och 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 marknadspri- serna 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

3 SCA har sålt hälften av sina krafttillgångar i Båkab, 2069 GWh, för 5 miljarder kronor (vilket betyder ett försäljningspris på 2,41 kr/kWh).

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 godkänts av regeringen och ibland 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 förmögenhets- massa. 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 avkast- ning på 3,4 % för år 1991.

Bakom det höjda avkastningskravet för Vattenfall låg jämförelser av den reala lönsamheten i olika typer av kraftföretag. Därvid genomför- des en substansvärdering av hela kraftindustrin baserad på de normer som fastställdes av riksskatteverket i samråd med kraftindustrin inför 1988 års fastighetstaxering (se kapitel 6).

I följande avsnitt ges en kort presentation av de största kraftföretagen i Sverige och dessas tillgångar i vattenkraft. Dessa är: Statens Vatten- fallsverk, 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. Affärs- verket importerade 7 700 GWh och köpte 1 500 GWh inom landet. Till minoritetsdelägare i produktionsanläggningar levererades 5 900 GWh. Den totala elkraftomsåttningen 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 Luleälven.

Tabell 3.9 Vattenfalls ägande av vattenkraft

Antal helägda Installerad effekt Kraftproduktion

kraftverk (MW) (GWh) Luleälven 15 4360 17309 Skellefteälven 2 352 1320 Umeälven 11 1511 6241 Ångermanälven 8 978 4893 Indalsälven 7 622 3888 Gimån 2 119 300 Dalälven 2 89 519 Motala Ström 4 43 121 Göta älv 3 327 1336 Mindre kraft- 71 238 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.

Företaget har en installerad effekt på ca 4 490 MW. Av detta är 2 202 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 (234) GWh var olje- och kolkraft. Sydkraft köpte under samma år kraft motsvarande 3 851 (3 322) GWh.

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

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-

kraftverk kraftverk (MW) tion (GWh) Umeälven 3 1 266 1105 Ångermanälven 0 2 211 1005 Indalsälven 0 1 88 168 Ljungan 5 0 288 1035 Ätran 2 o 32 122 Nissan 2 0 37 152 Lagan 5 0 79 308 Totalt 4 6 592 4035

Stockholm Energi AB

Stockholm Energi består av Stockholm Energi Produktion AB, samt den kommunala förvaltningen Stockholm Energi Distribution. Verksamheten består av tre områden; produktion och distribution av 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 aktiebo- lagsform, 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. Bolaget utnyttjade el för fjärrvärmeproduktion. Stockholm Energi producerade 4 498 (4 801) GWh värme.

I tabell 3.11 framgår Stockholms Energi totala tillgång i vattenkraft.

Tabell 3.11 Stockholm Energi AB:s ägande av vattenkraft

Antal helägda Antal delägda Installerad Kraftproduktion kraftverk kraftverk effekt (MW) (GWh) Indalsälven 4 4 333 1486 Dalälven o 21 81 449 Ljusnan 0 2 20 97 övriga2 0 4 129 580 Totalt 4 12 563 2612

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

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 Gävleborgs län.

Stora Kraft producerar årligen 3 800 GWh i egna och delägda vatten- kraftverk. Företaget har också andelar i kärnkraftverk och andra värmekraftverk med en årlig produktion om 2 000 GWh respektive 100 GWh.

Stora Krafts kraftomsättning under 1989 var 7 470 (7 947) GWh. Av denna produktion var 3 642 (4 541) GWh vattenkraft, 2 184 (2 353) GWh kärnkraft, 334 (372) GWh övrig värmekraft och 1 310 (681) GWh köp av 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.

Tabell 3.12 Stora Krafts ägande av vattenkraft

Installerad effekt Kraftproduktion (MW) (GWh) Ångermanälven 83 508 Dalälven 579 2060 Ljusnan 251 1225 Totalt 913 3793

Båkab Energi AB

Båkab Energi AB är ett helägt dotterbolag till SCA. I Båkabkoncernen ingår Korsselbränna Aktiebolag, som ägs till 83,8 procent. Härutöver ingår Hammarforsens Kraftaktiebolag, Stånga Elproduktion AB, Klubbfors Kraftaktiebolag och Nederede Kraftaktiebolag. Vissa 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 energiproduk- tion 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 (237) GWh mottryckskraft hos kunder. Kraftinköpen uppgick till 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.

Tabell 3.13 Båkab Energi AB:s ägande av vattenkraft

Antal helägda Antal delägda Installerad effekt Kraftproduktion

kraftverk kraftverk (MW) (GWh) Umeälven 1 3 147 834 Åseleälven 0 3 20 99 Fjällsjöälven 5 3 204 732 Faxälven 0 7 110 438 Indalsälven 1 6 326 1435 Ljustorpsån 2 0 3 11 Ljungan 4 0 93 455 Totalt 13 22 903 4004

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 produktion och distribution av el. Bolaget äger Alvkraft i Värmland AB. Företaget har en liten del 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 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 elkraftomsätt- ningen under året blev 5 644 GWh.

I tabell 3.14 redovisas samtliga Gullspångs vattenkraftstationer fördelade på olika vattendrag.

Tabell 3.14 Gullspång Kraft AB:s ägande av vattenkraft

Antal helägda Antal delägda Installerad effekt Kraftproduk- kraftverk kraftverk (MW) tion (GWh) Umeälven 0 1 75 44 Ångermanälven 0 6 64 274 Indalsälven 0 4 46 250 Ljusnan 0 6 174 791 Gullspångsälven 2 0 50 122 Övriga 6 2 29 131 Totalt 8 19 438 1612

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. Företaget hade 1989 553 (561) anställda. Utöver egna krafttillgångar 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 Värmlandskraft 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 vatten- kraften stod för 1 900 (2 421) GWh. Företagets del i kärnkraft var 1 920 (2 066) GWh. Företaget köpte 1 764 (1 182) GWh el. Under 1989 uppgick således den totala kraftomsättningen till 5 584 (5 669) GWh.

I tabell 3.15 redovisas Uddeholms totala tillgång i vattenkraft.

Tabell 3.15 Uddeholm Kraft AB:s ägande av vattenkraft

Antal helägda Antal delägda Installerad Kraftproduktion

kraftverk kraftverk effekt (MW) (GWh) Byälven 59 1 71 231 Arrenderat 0 0 437 1713 Totalt 59 1 508 1944 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 vattenkraft- verken 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 (1 005) medeltalet anställda 1989.

I tabell 3.16 redovisas Graningeverkens totala tillgångar i vatten- kraftstationer fördelade på olika vattendrag.

Tabell 3.16 Graningeverken AB:s ägande av vattenkraft

Antal helägda Antal delägda Installerad Kraftproduktion

kraftverk kraftverk effekt (MW) (GWh) Ångermanälven 5 2 228 1027 Skellefteälven 0 1 95 409 Gideälven O 4 40 199 Övriga 0 4 27 140

Totalt 5 11 390 1775

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 i Skellefteå 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 delägda Installerad effekt Kraftproduk-

kraftverk kraftverk (MW) tion (GWh) Skellefteälven 6 6 353 1635 Övriga 7 0 12 54 Totalt 13 6 365 1689

I tabell 3.18 finns en sammanställning av den totala kraftomsättningen för de olika företagen åren 1987-1989.

Tabell 3.18 Kraftomsättning i GWh 1987-1989

Företag 1987 1988 1989 Vattenfall 74 100 78 200 81 900 Sydkraft 25 658 25 724 25 936 Stockholm Energi 10 532 10 390 9 975 Krångede 8 278 7 843 8 528 Stora Kraft 6 600 7 947 7 470 Båkab 6 334 6 192 6 467 Gullspång 5 543 S 691 5 644 Uddeholm 5 940 5 669 S 584 Skellefteå Kraft 3 159 3 320 3 051 Graningeverken 3 175 3 031 3 095 Summa exkl Vattenfall 68 619 75 807 75 750

Av tabell 3.18 framgår att Vattenfall ökade sin andel av kraftomsätt- ningen från 1988 till 1989.

I tabell 3.19 sammanfattas de olika kraftföretagens elproduktion på olika kraftslag för 1989 (GWh).

Tabell 3.19 Kraftföretagens elproduktion fördelad på kraftslag 1989 (GWh)

Företag Vattenkraft Kärnkraft Fossilkraft Totalt Vattenfall 38 300 34 300 100 72 700 Sydkraft 6 796 16 545 103 23 444 Stockholm Energi 3 224 4 475 285 7 984 Krångede 5 211 1 843 239 7 193 Stora Kraft 3 642 2 184 334 6 160 Båkab 4 899 750 237 5 886 Gullspång 2 243 1 988 23 4 254 Uddeholm 1 900 1 920 0 3 820 Graningeverken 2 706 29 0 2 735 Skellefteå Kraft 1 900 380 0 2 280 Totalt 70 821 64 414 1321 136 456

I tabell 3.19 ser vi att de redovisade företagen hade en sammanlagd elproduktion 1989 om 136,5 TWh. Den totala elproduktionen i Sverige 1989 uppgick till 139,5 TWh. Detta innebär att de ovan angivna före- 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.

Tabell 3.20 Kraftföretagens produktion, procentuell fördelning på

kraftslag 1989

Företag Vattenkraft Kärnkraft Fossilkraft Totalt Graningeverken 99 1 0 100 Båkab 83 13 4 100 Skellefteå Kraft 83 17 0 100 Krångede 73 25 2 100 Stora Kraft 59 35 6 100 Vattenfall 53 47 O 100 Gullspång 51 48 1 100 Uddeholm 50 50 0 100 Stockholm Energi 40 56 4 100 Sydkraft 30 70 0 100

Som berördes ovan har ägandestrukturen inom kraftindustrin under senare är 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 tagit fram aktuella uppgifter__angående vilka typer av ägare som står bakom de större företagen. Agare till de tio största elproducenterna är4:

4 Notera att Krångede ägs av Sydkraft, Stockholm Energi, Korsnäs och Gullspångs Kraft.

Tabell 3.21 Ägande av kraftföretagen, olika kategorier

Företag Agarkategori Ägande i procent Vattenfall Staten 100 Sydkraft Kommuner 43 SPP 9 AP-fonder 5 Övriga 43 Stockholm Energi AB Kommunen 100 Stora Kraft 42 % + Försäkringsbolag Kopparkraft 58 % + pensionsfonder 59,2 böntagarfonder 1,6 Övriga 39,2 Båkab Energi AB 57 % Försäkringsbolag + Nikab 43 % + pensionsfonder 9,4 AP-fonder + löntagarfonder 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 ASFA Försäkringsbolag + pensionsfonder 12,6 AP-fonder 4,4 Övriga 83,0

Källa: Kraftverksföreningen

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 ägd av kommuner, t ex 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 belystes företags- och ägarstrukturen inom kraftproduktionen. Därvid framgick bl a att ägandet i betydande utsträckning är koncentrerat till stat och kommun. Uppskattningsvis är ca 70 % av kraftproduktionen i statlig eller kommunal ägo. Detta förhållande innebär i förlängningen särskilda ekonomiska betingelser för betydande delar av kraftförsörjningen - exempelvis vad gäller krav på verksamhetsinriktning, incitamentsstruktur samt ekonomisk styrning mer generellt.

Vidare diskuterades i kapitel 2, i samband med utredningen "Skatt på energi" (SOU 1982:16-17), 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 marknadssegmentering med starka kopplingar mellan producenter och distributörer är ytterligare faktorer som fördunklar bilden av de ekonomiska villkoren på elmarknaden och i kraftproduktionen. I sammanhanget skall vidare uppmärksammas att 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

går det oftast inte att särskilja lönsamheten i elproduktionen från 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 mätt på lönsamhet eller effektivitet i kraftproduktionen. De enskilda nyckeltalen har därför närmast karaktären av "penseldrag" i strävan att ge en bild av de ekonomiska förhållandena i kraftpro- duktionen.

Ekonomiska jämförelsetal

Statens energiverk har på uppdrag av utredningen utifrån årsredovis- ningar 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:

- avkastning på totalt kapital - avkastning på eget kapital

- skuldsättningsgrad

- soliditet

- nettoresultat

- omsättning per anställd och - elproduktion respektive elleverans 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 199025). 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 5 företag som normalt inte fullständigt ingår i redovisningen för den juridiska koncernen. I årsredovisningen ingår endast företag där moderföretaget har ett bestämmande inflytande, i princip mer än 50 % av röstvärdet för aktierna. Delägda företag, vanligen kraftproduktionsbolag såsom Krångede AB, inbegrips i stor utsträckning inte i underlaget för företagsjämförelse. J ämförelserna blir i detta avseende därför inte rättvisa.

Därtill anges att i den utsträckning företagen bedriver annan verksam- het än elproduktion, ingår även denna verksamhet i redovisade värden.

Avkastning på totalt kapital

Avkastning på totalt kapital enligt balansräkning, redovisad i tabell 3.23, definieras som rörelseresultat efter avskrivningar plus finansiella intäkter i förhållande till totalt kapital. Med detta mått redovisar man i förenklad form avkastningen på hela rörelsen. SCB:s statistik för industriföretag med mer än 50 anställda 1988-1989, visar att räntabilite- ten på totalt kapital under 1988 i genomsnitt uppgick till 8,5 % och under 1989 till 7,8 %.

Tabell 3.23 Nominell avkastning på totalt kapital i %

1988 1989 Förändring Båkab 12,9 15,5 2,6 Graningeverken 10,8 13,3 2,5 Gullspång ' 9,5 12,7 3,2 Sydkraft 10,0 10,6 0,6 Vattenfall 8,0 9,2 1,2 Stockholm Energi 9,7 9,1 -0,6 Skellefteå Kraft 9,4 8,6 -0,8 Uddeholm 6,2 6,7 0,5 Krångede 4,7 6,0 1,3 Stora Kraft 4,9 5,3 0,4

För att vara relevant förutsätter jämförelsen att den totala verk- samheten nästan helt omfattar produktion och distribution av el. Företagen som här redovisas har, som ovan angiw'ts, dock i de flesta fall andra stora verksamhetsgrenar.

Alla företag utom Stockholm Energi och Skellefteå Kraft ökade sin lönsamhet 1989, jämfört med 1988, mätt som avkastning på totalt kapnal

Om vi ser till nivån på avkastningen på totalt kapital, ligger företagen på mellan 5,3 och 15,5 procent. Båkab har den högsta avkastningen och Stora Kraft den lägsta. Vattenfalls avkastningsnivå ligger i mitten av de tio företagens.

Avkastning på eget kapital

Avkastning på eget kapital, redovisad i tabell 3.24, representeras här av rörelseresultat efter finansiella kostnader och intäkter med avdrag för 50 % schablonskatt i relation till eget kapital och 50 % av de obe- skattade 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 %

1988 1989 Förändring Gullspång 12,8 17,4 4,6 Båkab 10,1 14,3 4,2 Sydkraft 11,7 13,7 2,0 Graningeverken 9,8 11,2 1,4 Vattenfall 5,2 7,6 2,4 Stockholm Energi 11,0 6,2 -4,8 Uddeholm 3,3 5,2 1,9 Skellefteå Kraft 4,8 3,9 -0,9 Stora Kraft 0,9 3,4 2,5 Krångede 3,0 -3,7 -6,7

Av tabell 3.24 framgår att Skellefteå Kraft, Stockholm Energi samt Krångede har minskat sin avkastning på eget kapital under 1989 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 eget kapital blev negativ. En grupp av företag har en ganska låg av- kastningsnivå.

S kuldsättningsgrad

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 Krångede 68,0 Sydkraft 58,8 Stora Kraft 61,2 Stockholm Energi 54,5 Gullspång 56,4 Vattenfall 56,0 Skellefteå Kraft 62,0 Båkab 20,1 Graningeverken 31,6 Uddeholm 21,2

1989 64,4 61,1 59,7 56,9 56,4 55,4 48,0 30,5 30,3

21,8

Förändringar -3,6 2,3 -1,5 2,4

0,0

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 %.

Tabell 3.26 Soliditet i %

1988 1989 Förändringar Uddeholm 67,9 61,1 -6,8 Båkab 56,1 48,2 -7,9 Skellefteå Kraft 30,0 48,0 12,0 Graningeverken 46,0 46,7 0,7 Gullspång 32,3 32,6 0,1 Krångede 25,3 28,9 3,6 Vattenfall 25,2 26,0 0,8 Sydkraft 16,3 24,8 8,5 Stockholm Energi 13,9 18,0 5,9 Stora Kraft 9,3 11,2 1,9

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.

Tabell 3.27 Nettoresultat i %

1988 1989 Förändringar Båkab 34,7 41,2 6,5 Graningeverken 18,3 20,9 2,6 Gullspång 15,0 19,6 4,6 Sydkraft 15,2 16,8 1,6 Vattenfall 11,7 16,5 4,8 Uddeholm 11,0 12,4 1,4 Skellefteå Kraft 14,8 10,1 -4,7 Stora Kraft 1,1 5,2 4,1 Stockholm Energi 6,1 4,7 -1,4 Krångede 2,0 -2,8 -4,8

Av tabell 3.27 framgår att nästan alla företag ökade nettoresultatet 1989 jämfört med 1988. Skellefteå Kraft, Stockholm Energi och 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 högsta nettoresultatet med en skillnad på 20 procentenheter till Graningeverken, som har det näst högsta värdet. Vattenfall ligger i mitten av de jämförda företagen.

Omsättning per anställd

I tabell 3.28 redovisas de olika företagens omsättningi förhållande till antalet anställda.

Tabell 3.28 Omsättning per anställd, mkr

1988 1989 Förändring Krångede 5,9 5,6 -0,3 Stora Kraft 4,1 4,4 0,3 Gullspång 3,0 3,1 0,1 Båkab 2,6 2,9 0,3 Sydkraft 2,1 2,2 0,1 Uddeholm 2,0 2,1 0,1 Stockholm Energi 1,8 1,8 0,0 Vattenfall 1,5 1,7 0,2 Graningeverken 1,4 1,5 0,1 Skellefteå Kraft 1,3 1,4 0,1

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 lönsam- heten i kraftproduktionen hos de olika företagen, om man inte har tillgång till ekonomisk information klart uppdelad på verksamhets-

grenar. Utredningen sökte genom en enkät bl a få belyst kostnadsför- hållandena 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 diversifiering och teknologival som produktiviteten i verksamheten.

Tabell 3.29 Elproduktion/anställd, GWh

1988 1989 Förändring Krångede 41,1 45,9 4,8 Stora Kraft 24,0 20,7 -3,3 Båkab 14,9 17,5 2,6 Gullspång 15,0 14,1 —0,9 Sydkraft 8,2 7,9 -0,3 Vattenfall 6,8 7,0 0,2 Uddeholm 8,0 6,9 -1,1 Skellefteå Kraft 6,5 6,4 -0,1 Stockholm Energi 3,7 3,6 —0,1 Graningeverken 2,4 2,4 0,0

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.

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/anställd, GWh

1988 1989 Förändring Krångede 49,0 52,6 3,6 Stora Kraft 26,3 25,0 -1,3 Båkab 18,0 19,3 1,3 Gullspång 19,1 18,8 —0,3 Uddeholm 10,1 10,1 0,0 Sydkraft 9,4 9,2 -0,2 Skellefteå Kraft 8,8 8,5 -0,3 Vattenfall 7,3 7,9 0,6 Stockholm 4,8 4,5 -0,3 Graningeverken 2,7 2,7 0,0

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.

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 billiga vattenkraften och 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 kapital låg kraftindustrin i 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 tycks vara ett 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 jämfört med 1988. 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 begränsningar som de 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 gjorts dels med avseende på förändringarna mellan 1988 och 1989 d v s om resultatet har förbättrats eller försämrats, dels med avseende på de olika nyckeltalens nivåer. Från dessa genomsnittliga mått kan emellertid bara mycket försiktiga slutsatser dras.

Den genomsnittligt största förbättringen enligt de olika lönsamhetsmåtten uppvisas av Gullspång följt av Båkab, Vattenfall, Sydkraft och Stora Kraft. Detta indikerar att det främst är de renodlade kraftproduktionsbolagen och Vattenfall som har ökat sin lönsamhet. De helägda kommunala bolagen har generellt sett presterat sämre resultat under 1989.

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 självfinansiering 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.

3.5. 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 OOO-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,

med i stort sett oförändrad utrustning. Kraftindustrin arbetar med program för och planering av effektiviserings- och förnyelseåtgärder av 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 kraftig snösmältning. Då kan mycket stora elenergimängder behöva nedregleras i kärnkraft, eller därutöver, vattnet i sämsta fall spillas i vattenkraftstationerna.

För de 5 k typåren tonår/våtår kan den årligt tillgängliga vattenkraftsenergin variera ca 15 TWh under/över normalårets ener- givärde. För torrår/våtår motsvarar den "typiska" årsenergin därmed ca 54 respektive 73 TWh.

De mest extrema torråren/våtåren kan dock energimässigt avvika upp till 20 % jämfört med normalårets energiinnehåll. Risken att få 20 % mindre vattenkraftsenergi relativt normalåret, är det tyngst vägande skälet till det säkerställande av energiproduktionen som krävs för upp- rätthållande av en leveranssäker elförsörjning.

Under 1980-talet har vattenkraftproduktionen varierat enligt följande:

Tabell 3.31 Vattenkraftproduktionen 1981-89

usa 68,7

Eftersom vattenkrafttillgången varit god har kärnkraften inte utnyttjas till sin fulla kapacitet. Kärnkraften har nedreglerats med 3,6 TWh under 1988 och med 9 TWh 1989. Produktionsförmågan i kärnkraften 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.

Tabell 3.32 Vattenkraftproduktionens fördelning på älvar 1989, GWh och % av total produktion

Älv Produktionsnetto Relativ andel % Luleälven 17 098 24,1 Skellefteälven 4 698 6,6 Ume älv 8 853 12,5 Ångermanälven 9 044 12,7 Faxälven 4 449 6,3 Indalsälven 10 695 15,1 Ljungan 2 028 2,9 Ljusnan 3 303 4,7 Dalälven 3 857 5,4 Klarälven 2 027 2,8 Göta älv 1 320 1,8 Övriga älvar 3 614 5,1 Total produktion 70 986 100,0

Källa: Elkraftförsörjningen i Sverige 1989, KRAFTSAM, Kraftverksföreningen och Vattenfall.

Av tabellen 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 ut.ordes 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.

Riksdagsbeslutet om naturresurslagen 1986, med innebörd att landets återstående fyra stora outbyggda älvar (Torne-, Kalix—, Pite- och Vindelälven) och flera älvsträckor i de övriga älvarna ska skyddas från utbyggnad, betyder att det är stopp för större utbyggnader av vattenkraft.

Utnyttjande av vattendrag för kraftproduktion har länge reglerats av vattenlagen. Den första, (äldre) vattenlagen, som antogs 1918, har vid flera tillfällen ändrats och kompletterats. År 1983 ersattes den helt med 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 på flera ägare genom ägogränser tvärs över vattendraget. Agogränser kan även gå i vattendraget parallellt med strömriktningen, varigenom fallets båda sidor ofta kan komma att tillhöra olika ägare. Vidare kan ett Strömfall utgöra en samfällighet varvid fastighetsägarna i byn eller skiftelaget innehar en ideell andel i fallet. Vanligtvis förekommer 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 gällande rätt disponerar över mer än hälften av vattenkraften i sträckan. Före tillkomsten av den äldre vattenlagen kunde en fallsträcka med flera ägare byggas ut gemensamt endast om ägarna var ense om utbyggnaden. Om strömfallet utgjordes av en samfällighet kunde dock en gemensam utbyggnad framtvingas. En delägare kunde då få tillstånd att ensam bygga ut fallet på villkor fastställda av allmän domstol efter det att övriga delägare avvisat en inbjudan om gemensam utbyggnad.

Runt sekelskiftet framstod det som allt mer angeläget att kraft i vattendrag på ett effektivt sätt kunde komma samhället till godo. Kraft till låga kostnader förutsatte stora enheter, d v s att hela den 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 berättigad till att bygga ut hela fallet och tillgodogöra sig all kraften. Lagen tillåter alltså att enskilda fallrätter tas i anspråk för gemensam utbyggnad i majoritetsägarens regi. Agarna av dessa enskilda fallrätter kompenseras ekonomiskt i form av en engångsersättning i förhållande till ianspråktagen fallhöjd. Denna ersättning ska återspegla marknadspriset för outbyggd vattenkraft.

Villkoren för utbyggnad regleras i en vattendom efter beslut i vattendomstol. Alla rättigheter och skyldigheter som gäller för

utbyggnad knyts till den upprättade strömfallsfastigheten. Strömfallsfastighetens ägoområde omfattar vanligen den mark som upptas av kraftverket och därmed förenad anläggning. Till denna är knuten sakrätt av servitutskaraktär att utnyttja vattenkraft och mark erforderlig för ett kraftverks behov.

Skyldigheterna som gäller för sökanden vid utbyggnad syftar bl a till att tillvarata allmänna intressen, inom t ex naturvård och fiske. Det kan t ex befinnas nödvändigt med en viss minimivattenföring i den

ursprungliga älvfåran.

I gamla domar saknas ofta sådana bestämmelser, och där finns inte heller alltid inskrivet att domen ska omprövas efter ett visst antal år.

I den nya vattenlagen bestämdes emellertid att alla domar ska kunna omprövas efter 1993 samt att tid för omprövning (10-30 år) ska skrivas in för alla nya kraftverk framöver. Vad som kan prövas är endast villkoren för driften, medan driftsrättigheten som sådan är tillskriven sökanden (innehavaren av strömfallsfastigheten) för all framtid. Aven villkor för regleringar finns angivet i domar. Större ombyggnader medför i regel att anläggningens effekt höjs. Lönsamheten i denna effekthöjning är ofta beroende av möjligheterna till korttidsreglering.

Om en omprövning medför krav på en ökad tappning av vatten i den gamla fåran leder detta till att en mindre mängd energi kan tas ut. Kraftföretagen har då rätt till en viss ersättning från staten, men måste dock stå för en del av förlusten själva, motsvarande 5-20 %. För äldre anläggningar, d v s merparten av det nuvarande kraftstationsbeståndet, är omprövningar aktuella under 1990-talet.

3.5.3. Ägarstruktur

I följande avsnitt ges en sammanställning av hur ägandet är fördelat vad gäller landets större vattenkraftstationer (> 10 MW). Antal stationer och sammanlagd effekt och energiproduktion under normalår anges. Dessutom anges total effekt och energi för delägda stationer med angivande av företagets ägarandel i procent.

Tabell 3.33 Ägande av vattenkraftstationer >10 MW (11 största företagen).

Företag Helägda Delägda stationer stationer > 10 MW > 10 MW Antal MW GWh, Antal MW GWh, Ägarandr normalår normalår % Skellefteå 6 285 1349 4 227 965 28 Kraft Båkab 10 301 1724 6 321 1146 83,8 Energi AB 3 214 701 50 1 21 71 70 1 157 720 43,9 1 67 307 15 2 372 1807 13,5 1 250 1576 9,2 ASEA 2 57 280 1 71 394 66 3 124 342 50 1 50 260 43 1 70 200 36 1 160 356 30 1 60 194 25 Stora Kraft 17 665 2692 1 24 77 95,4 1 36 146 70 1 15 70 67 3 83 508 51 1 64 175 40 1 25 129 33,9 1 19 103 20 Gullspångs 2 50 122 1 100 535 71,3 Kraft 1 48 283 69 2 136 614 50 2 50 232 40 1 160 393 30 1 59 215 25 6 310 1146 16,2 6 756 4290 8,9 1 24 74 4,6

forts

tabell 3.33

Krångede 6 775 4290 91,1

Kraft

Graninge- 5 155 688 3 40 199 90,1 verken 1 58 284 85,9 2 110 465 73

Uddeholm 9 296 222 1 13 29 50

Kraft 1 24 40 40

Sydkraft 17 622 2383 1 178 1000 85 1 172 330 51 2 120 590 50 1 215 912 37,3

Stockholm 4 150 570 1 42 220 98

Energi 1 42 250 95 1 117 405 67 2 50 242 40 1 157 855 32 1 139 640 31 1 78 490 30 3 401 2305 28 1 168 1000 3

Totalt, 72 2581 10030

helägda

privata och kommunala

Vattenfall 50 8384 30132 3 205 786 72 1 32 179 69 1 155 720 60 1 56 55 1 24 54 1 66 307 39 1 64 308 33

Totalt 122 10965 40162 58 3792 165651

Källa: Enkät hösten 1990 samt Vattenfalls årsredovisning 1989.

1 Exkl två stationer (uppgift saknas).

4. Elmarknadens funktionssätt och beskattning av kraftproduktion

4.1. Inledning

En förståelse av den svenska elmarknadens funktionssätt och be- dömningar av elmarknadens framtida utveckling är mycket viktig för en bedömning av den centrala utgångspunkten för utredningen, nämligen en förväntad högre framtida elprisnivå. Bakom förväntningarna om en högre prisnivå ligger den s k "omställningen av det svenska energiför- sörjningssystemet".

Med uttrycket avses bl a awecklingen av kärnkraften och omfattande övergång till förnybara energikällor. En sådan omställning framstår idag som mera osäker i utredningens tidsperspektiv än vid tidpunkten för direktiven. Däremot har sannolikheten för en annan omställning ökat, nämligen en omställning från omfattande politisk styrning och producentstyrning av energimarknaderna till mera marknads- och konsumentstyrning. Jag kommer därför, såväl i analysen som i utformningen av mina förslag, att beakta möjligheterna av en sådan omställning till en mera marknadsstyrd och konkurrensutsatt elmar- knad. Denna omställning kallar jag en avreglering av elmarknaden.

Det är värt att notera att termen avreglering knappast existerade i den svenska vokabulären så sent som för några år sedan. Sedan dess har sättet att tänka och uttrycka sig starkt influerats av den internationella debatten, och termen avreglering har kommit att få en mycket vid betydelse. Med avreglering av elmarknaden avser jag här åtgärder som bidrar till en ökad konkurrens som medel att uppnå en höjd pro- duktivitet och en lägre prisnivå.

Avreglering och privatisering uppfattas ofta i den allmänna debatten som synonyma begrepp. Detta är en förenklad syn. Många reglerade sektorer är redan i utgångsläget privatiserade samtidigt som en privatisering av en marknad kan ske utan att denna avregleras. Den svenska skogsindustrin är i stor omfattning privatägd men mycket reglerad. Att enbart privatisera Vattenfall innebär inte någon av- reglering av elmarknaden.

Däremot visar det sig i allmänhet att en ökad konkurrens är ett effektivt medel för att uppnå ökad produktivitet och lägre priser inom en bransch. Privatisering kan därför snarast ses som ett medel att öka konkurrensen inom vissa sektorer än som ett produktivitetsbefrämjande medel i sig.

En ökad konkurrens uppstår inte automatiskt på alla marknader varför en avreglering oftast innebär en omreglering, dvs ersättande av en typ av reglering med en annan typ. Karakteristiskt för reglerade sektorer är oftast höga inträdesbarriärer och etableringshinder. För att en effektiv konkurrens ska uppstå krävs motsatsen, dvs låga hinder för tillträde till en marknad vilket kräver en reglering. Så skulle t ex en avreglering av den svenska elmarknaden syftande till en effektiv konkurrens kräva en omfattande reglering av framförallt stamnätet; för en diskussion av detta, se Hjalmarsson L. "Stamnätet i en avreglerad elmarknad: Uppgifter och prissättning". Ekonomisk Debatt 1990:6

Företagskoncentrationen inom reglerade sektorer är också ofta mycket hög varför en minskad marknadsmakt och ökad konkurrens ofta inte kan uppnås utan en uppdelning av existerande företag. Detta kan gälla såväl vertikalt som horisontellt integrerade företag. En avreglering innebär därför i många fall att en typ av reglering nämligen med avseende på företagens beteende (prissättning och investering) ersätts med en reglering av strukturvillkoren i branschen (inträdeshinder och vertikal och horisontell integration och koncentration).

Syftet med detta kapitel är att ge en analytisk bakgrund till förslagen i kapitel 6. Kapitlet inleds med en diskussion av den svenska elmarkna- dens funktionssätt följt av ett avsnitt med några aspekter på den framtida utvecklingen av elmarknaden.

Vattenkraftens speciella karaktär som produktionsresurs analyseras i avsnitt 4.4. Bakgrunden till detta avsnitt är att jag under utredningens gång stött på en rad uppfattningar om vattenkraftens karaktär och lönsamhet som kan motivera en närmare granskning och bidra till en djupare förståelse av de ofta framförda kraven på en särskild be- skattning av vattenkraften liksom kraven på att en del av vattenkraftens vinster ska komma de regioner där den genereras till del. (De regionala aspekterna behandlas dock först i kapitel 5.) Avsnitt 4.5 innehåller en kort översikt över generella aspekter på beskattning, medan avsnitt 4.6 redovisar synen på beskattningen av naturresurser i ett doktrinhistoriskt perspektiv. I avsnitt 4.7 genomgås olika typer av ekonomiska överskott inom kraftindustrin som bakgrund till dis— kussionen i avsnitt 4.8 gällande motiv för särskild beskattning av kraftproduktion.

Analysen i detta kapitel förs hela tiden utifrån det krav på samhällseko- nomisk effektivitet som angetts i direktiven. Elmarknaden är i sina detaljer mycket komplicerad och mångfacetterad. Därför vill jag betona 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 bakgrund är viktig för förståelsen, dels av varför jag anser det nödvändigt med en reformering av existerande beskattning, dels varför

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.

Storkraltnätet utgör pulsådern 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 elproduk- tionen 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 Stam- nätsnämnden som svarar för samråd i planerings-, drift- och ekonomi- frågor. Efter nämndens hörande fattar Vattenfall de slutliga besluten.

120 Elmarknadens funktionssätt SOU 1991:8 Reglering

Den svenska elmarknaden påverkas, i ett internationellt perspektiv, av ovanligt få statliga regleringar. Bortsett från rena säkerhetsbestämmel- ser finns i huvudsak endast skyldigheten att ha koncession för elled- ningar. 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. TiH ledningskoncessionerna har därför knutits skyldighet att leverera eller överföra elenergi åt områdesdis- tributörer 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 oskäliga, kan 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 elmarkna- den 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 skapar ett 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 dis- tributionen 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 avkastningsreglering. Denna självkostnadsreglering är strängare än ellagens krav på "skälig av- kastning" som ligger till grund för prisregleringsnämndens awägningar. Självkostnadsbaserade elpriser i kommunerna skapar genom jämförelse ett tryck på övriga eldistributörer att inte avvika alltför mycket i prisnivå från omgivande eldistributörer. Störst betydelse för regleringen

av elprisnivån torde därför den kommunala självkostnadsprincipen ha, medan effekterna av prisregleringsnämndens verksamhet är mera svårbedömd.

Den kommunala självkostnadsprincipen är nu föremål för översyn. I ett betänkande från kommunallagskommittén (SOU 1990:24) föreslogs att självkostnadsprincipen skulle skrivas in i kommunallagen. I ett delbetänkande från stat-kommun-beredningen (SOU 1990:107) föreslås istället att kommunal avgiftsfinansierad verksamhet ska bedrivas så att skälig kapitalavkastning erhålles, och att självkostnadsprincipen därför bör avskaffas eller modifieras. Enligt min uppfattning skulle ett isolerat avskaffande av den kommunala självkostnadsprincipen medföra risk för en starkt ökad monopolistisk exploatering av de svenska elkonsumen- terna och till en påtagligt försämrad effektivitet i den svenska eldistri- butionen.

Den existerande regleringen av den svenska elmarknaden har inte förhindrat en relativt effektiv prisbildning på elenergi. Någon helt fri konkurrens gäller dock inte, utan marknaden domineras av de största kraftföretagen och kan närmast karakteriseras som "klubborganiserad". De 12 största elproducenterna har genom sitt stamnätsengagemang och medlemskap i samkörningen en särställning på marknaden, och de fungerar i praktiken som medlemmar i, vad som i ekonomisk termino- logi kallas, en "klubb". Med klubb avses då en sammanslutning av företag eller individer för produktion av kollektiva nyttigheter. Denna klubb svarar för en omfattande, och i hög grad självpåtagen, organise- ring och reglering av marknaden, ifråga om tariffilosofi, prognosverk- samhet, leveranssäkerhet,övriga elkvalitetsnormer, kapacitetsutbyggna- der etc.

Målsättningen för denna klubb är en effektiv koordinerad utbyggnad av kapaciteten i det svenska systemet med en hög leveranssäkerhet och i övrigt god elkvalitet som norm för dimensioneringen, samt bevarandet av en viss, men begränsad, konkurrens mellan kraftföretagen. En viss konkurrens på kort sikt men samarbete på lång sikt karakteriserar den svenska elmarknaden.

Prisbildning och konkurrens

Prisets främsta funktion på en marknad är att skapa balans mellan utbud och efterfrågan. Denna funktion är viktig på elmarknaden. Om efterfrågan överstiger produktionen uppstår överbelastning i elsystemet, vilket för en enskild konsument innebär frekvens- och spänningsfall och ett eventuellt elavbrott. Detta medför höga kostnader för abonnenter- na, men begränsade kostnader för producenterna. Eftersom leveranssä- kerheten i elsystemet har denna kollektiva karaktär uppkommer ett krav på elpriset, nämligen att det inte sätts så lågt att leveranssäker- heten i systemet äventyras. Leveranssäkerheten är således en mycket

viktig kvalitetsaspekt på elenergin. Inom ramen för existerande regelsystem på den svenska elmarknaden regleras olika aspekter på elenergins kvalitet genom kraven på reservkapacitet och anslutning till tekniska standarder för klubbmedlemmarna. Reservkapaciteten består dels av produktionsanläggningar, dels av överföringsmöjligheter, och dess dimensionering bestäms av kostnaden för reservkapacitet Vägd mot 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 på olika löptider och leveranssäkerheter i kombination 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 avbrottskost- nader. 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 jämvikt mellan utbud och efterfrågan att ligga på nivån 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 prisnivå med hänvisning till produktionskostnader. Debatten om Vattenfalls avkastningskrav utgör en god illustration till detta. I den samhällsekonomiska marginalkostnaden ingår såväl rörliga produktions- kostnader och överföringskostnader som kapacitetskostnader. I viss typ av produktion (t ex vattenkraftsproduktion) kan den rörliga kostnaden vara mycket låg, i annan typ av produktion (t ex stamnätsöverföring vid ledig kapacitet) kan kapacitetskostnaden vara nära noll. För pro— ducenterna utgör ersättning för kapacitetskostnaderna täcknings- bidraget 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 kapacitetskostnaden ingår således en form av riskpremie för undvikande av överbelastning.

Kapacitetskostnaderna är således lika reella kostnader som de rörliga produktionskostnaderna. En reglering av prisbildningen på elmarkna- den, som inte tog hänsyn till existensen av kapacitetskostnader, skulle på kort sikt leda till ransonering och på lång sikt till att inga investe- ringar genomfördes. Trots detta ser man ofta förledande formuleringar

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 kärnkraftsaweckling 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

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 utveck— lingen 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 något försiktigare slutsats är att den svenska elmarknaden i viss 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 kraftföretaget, Vattenfall, som innehar rollen som prisledare på den svenska marknaden. Dess beteende ur såväl pris- som investerings- synpunkt reglerar i hög grad utvecklingen på den svenska ehnarknaden.

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 omöjlig- gjort 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 fungerande elmarknad tillkommer i princip ingen ny kapacitet förrän lönsamhet för nyinvesteringar inträder. Det vi idag kan observera på den svenska elmarknaden är en kraftig avvikelse mellan marknadspriset för elenergi och elproduktionskostnaderna i ny kapacitet. l 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 undantag för smärre projekt) överstiger 30 öre per kWh; se kapitel 3. Endast ny kärnkraft och en exploatering av de stora orörda älvarna har 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 vattenkraf- tutbyggnader.

Politisk sårbarhet

Elprisernas uppgift att balansera utbud och efterfrågan på elenergi kan naturligtvis sättas ur spel av politiska ingrepp. Förslag till sådana ingrepp, vid verkliga eller befarade prisökningar, saknas inte, och vid en eventuell aweckling av kärnkraften kommer det politiska trycket på ingrepp i elmarknadens funktionssätt med stor sannolikhet att öka kraftigt. Diskussionen om genomsnittskostnadsprissättning i (förment) motsats till marginalkostnadsprissättning är ett uttryck för detta.

Representativ i detta avseende är utredningen El 90 (SOU 199038). I denna diskuteras effekterna på den elintensiva industrins konkurrens- kraft av de framtida prishöjningar som uppstår på grund av kärnkrafts- awecklingen och förbud mot ytterligare utbyggnad av kärnkraften. En viktig punkt i utredningen är avvägningen mellan prissättning enligt marginalkostnad och prissättning enligt genomsnittskostnad (El 90 sid 387-388):

"Tillämpas marginalkostnadsprissättning får man, när ny elproduktionskapacitet måste tillföras, en snabb prishöjning som kan leda till stora omställningsproblem i det svenska samhället. Det finns enligt utredningen inga bärande skäl för stats- makterna att låta kraftigt höjda elpriser skapa övervinster hos kraftproducenterna samtidigt som delar av den svenska basindu- strin - till följd av samma elpriser - stagnerar eller läggs ner. Enligt El 90:s mening innebär en rimlig prissättningsprincip... att tariffnivån ungefär motsvarar kraftföretagens genomsnittskost- nad."

Det utredningen vill undvika, är att en kärnkraftsaweckling leder till snabbt stigande elpriser (med de "övervinster" detta medför hos producenterna), med negativ effekt på den elintensiva industrins

konkurrenskraft. Därför förespråkas prissättning enligt genomsnitts- kostnad. 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 lägre prisnivå, vilket innebär att elenergin måste ransoneras. Efter vad jag kan förstå föresvävar inget av dessa alternativ utredaren, utan genomsnittskostnaden förutsätts implicit leda till jämvikt på marknaden.

Det som föreslås i utredningen är därför i realiteten inte någon ny prissättningsprincip, utan en ny investeringsprincip. Eftersom en kärnkraftsaweckling kan förväntas få en prisuppdrivande effekt med kraftigt höjd genomsnittlig räntabilitet på sysselsatt kapital i kraftindu- 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 "kraftin- dustrin får en skälig avkastning på sitt samlade investeringskapital". En större kapacitet leder till ett lägre jämviktspris och därmed till en fördröjning av elprishöj ningarna. Investeringar i ny produktionskapaci- tet ska inte längre baseras på förväntad framtida lönsamhet hos anläggningarna. I stället ska nya elproduktionsanläggningar byggas i så snabb takt, att det pris som krävs för att skapa jämvikt mellan utbud och efterfrågan på ehnarknaden stiger i långsam takt.

Tanken är att Vattenfall ska ikläda sig rollen av icke-kommersiellt företag som bygger ut ny produktionskapacitet i så snabb takt att jämviktspriset hålls nere. Istället för att låta prisutvecklingen på marknaden vara styrande för lönsamheten av att bygga nya anlägg- ningar, så är förslagets egentliga innebörd alltså att låta kapacitetsut- byggnaden styra prisutvecklingen. Det utredningen föreslår är alltså i realiteten inte en viss prissättningsprincip utan en speciell investerings- princip.

Om EL 90:s förslag realiseras uppstår inte de problem, med en av elprisutvecklingen betingad ökad lönsamhet inom kraftindustrin, som är en av utgångspunkterna för denna utredning. Här bryter sig således två principer för utnyttjandet av de resursräntor (ofta betecknade 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 elmarkna- den.

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 avkastnings— krav uppfattas av många - inte som ägarens pengar - utan som elkonsumenternas eller företagets pengar. När stora överskott uppstår i verksamheten uppfattas därför skuggpriset på kapital som 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 allokeringsef- fektiviteten (priseffektiviteten) som den sk dynamiska effektiviteten (investeringseffektiviteten) att bli låg.

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 verksam- het på en konkurrensmarknad.

4.3. Den svenska elmarknadens utveckling: ett framtidsscenar'io

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 bränslep- risökning, ingen förtida aweckling av kärnkraften och en ökad konkurrens på elmarknaden kan även 1990-talets elmarknad komma att karakteriseras av prispress och kanske samma U-formade prisutveck- ling 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 elprisök- ning för att bli lönsamma uppstår vid en reaktoraweckling inget

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 avreglerings- debatt 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 förvand- las 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

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 låga marginalkostnaderna på den norska elmarknaden. 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 miljö- effekter som idag åvilar svensk kraftindustri torde denna knappast ha några komparativa fördelar i ny elproduktion - speciellt inte inom Norden, men kanske heller inte inom övriga Europa. (Om inte förbud rätt 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 elmar- knaden av en integrerad europeisk elmarknad. Under 1990-talet torde det dock enbart vara utvecklingen på den nordiska elmarknaden 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

omreglering av de konkurrensvillkor som idag gäller. I samtliga nordiska länder pågår en diskussion om institutionella förändringar av elmarknaderna i riktning mot avreglering och ökad konkurrens. I Sverige pågår utredningar om stamnätets ställning och en bolagisering av Vattenfall. I Norge är, som diskuterades i kapitel 2, betydande förändringar av elmarknaden på väg. Delvis är denna utveckling stimu- lerad av den elmarknadspolitik som diskuteras och håller på att växa fram inom EG som en konsekvens av etablerandet av en inre öppen marknad. Till de viktigaste komponenterna i denna utveckling hör:

* Det beslutade kravet på pristransparens som innebär en be- tydande öppenhet ifråga om prisnivån i elkontrakten.

* Transit-direktivet som gäller från 1991 och dess eventuella utvidgning till ett "common carrier" direktiv, som skulle innebära att stamnäten i princip fullt ut ska öppnas som transportväg för alla som vill överföra elenergi mellan en producent och en konsument.

En utveckling även av den nordiska elmarknaden baserad på prin- ciperna ovan framstår idag som ett fullt rimligt scenario och faktiskt i tiden mera näraliggande än en avreglerad ehnarknad inom övriga Europa, där monopolistiska strävanden alltid varit starka inom energiområdet och producentintressena dominerat konsumentintresse- na. I ett europeiskt perspektiv är den svenska ehnarknaden redan i utgångsläget ovanligt konkurrensutsatt och lite reglerad. Det är enligt min uppfattning starkt angeläget att de överväganden som f.n. görs beträffande en bolagisering av Vattenfall och stamnätets ställning leder till förslag som utgör led i en ytterligare ökad konkurrens på elmarkna- den och inte ett led i en ökad exploatering av elkonsumenterna. Utan att fördjupa mig i dessa frågor i denna utredning vill jag bara betona en aspekt, nämligen att en förutsättning för en väl fungerande konkurrens på elmarknaden är att avkastningskravet på Vattenfall - och vid en bolagisering det initiala tillgångsvärdet - blir konsistent med den marknadsprisnivå som kan uppstå vid fri konkurrens.

Den slutsats jag drar för denna utrednings vidkommande av ovan- stående analys 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 anpassnings- bart till olika banor för prisutvecklingen på elenergi.

4.4. Vattenkraftens kostnader och 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 24 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 produktivite- ten 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 under- stigande kärnkraftens genomsnittliga kostnadsnivå, men den genom- snittliga 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

(ofta i intervallet 4-6 procent realt) uppvisar ett positivt nuvärde. Den vattenkraft som varit tillgänglig för utbyggnad under de senaste decennierna har i stor utsträckning varit mycket dyr att bygga ut. Med den prispressade elmarknad som rätt under 1980-talet med realt fallan- de elprisnivå torde "efterkalkyler" en bit på projektens våg 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 2000-talen. Detta gäller även förnyelsen av vissa äldre anläggningar, t ex Alvkarleby och Vargön, som trots sin storlek varit mycket dyrbara och med stor säkerhet olönsam- ma projekt, men där alternativet till ombyggnad egentligen var en nedläggning av kraftstationerna. Det är inte bara inom bostadssektorn som det kan vara billigare att bygga nytt än att renovera gamla fastigheter.

För att få en uppfattning om lönsamhetsförutsättningarna i de senaste decenniernas utbyggnad av vatten- och kärnkraft redovisas här ett kalkylexempel. Syftet med detta exempel är inte att i detalj analysera lönsamheten i vattenkraft respektive kärnkraft utan endast att översiktligt belysa poängen att den vattenkraft som byggts ut parallellt med kärnkraften bidragit till att höja genomsnittskostnaderna i elproduktionen - och inte till att sänka dessa. Jag kommer inte att närmare diskutera de förutsättningar som ligger till grund för kalkylen men vill betona att jämförelsen är baserad på samma förutsättningar ifråga om kalkylränta och förväntad prisutveckling och att rimliga variationer i dessa antaganden knappast påverkar slutsatserna. En högre kalkylränta skulle fördyra vattenkraften än mer i förhållande till kärnkraften.

Ett typiskt vattenkraftsprojekt vid 1970-talets mitt uppvisade i 1975 års prisnivå en kostnadsnivå i intervallet 2—3 kr per kWh. Ett fåtal billiga projekt låg på omkring 1 kr per kWh eller därunder; se t ex Vattenfalls anslagsframställningar,utredningen"Fortsattvattenkraftutbyggnad"från Statens Vattenfallsverk och Svenska Kraftverksföreningen, 1979, samt betänkandet från vattenkraftberedningen, "Vattenkraft", SOU 1983:49. Den senare drog gränsen för lönsam vattenkraftutbyggnad vid ca 3 kr/kWh, sannolikt i 1982 års prisnivå. Låt oss utgå från ett, vid den tidpunkten betraktat mycket lönsamt, projekt på något under 1 kr/kWh i 1975 års prisnivå vilket motsvarar 3 kr/kWh i 1990 års prisnivå, ett medeldyrt projekt på 4 kr/kwh i 1990 års prisnivå samt ett dyrt, men om vi ser tillbaka kostnadsmässigt ganska typiskt projekt, på 5 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 outbyggda älvar. Då kan det billiga projektet representera Pite älv, det medeldyra Flarkån och det dyra Råne älv; se "Vattenkraft" SOU 1983:49 bilaga 3. För att få en jämförelse med de senaste kärnkraftsreaktorerna förlägger vi starttid-

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 lönsamhets- bilden ej förändras.) Som exempel på kärnkraft har vi valt Oskars- hamn 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. Nuvärde kr/kWh 1990 (1990 års prisnivå).

1985 1990 1995 2000 1995 2000 2015 2020 Beteckningar:

Kärnkraft ""'—' OIII: 80% __" Our: 70%

Vattenkraft -——- 3Kr/kWh —— 4Kr/kWh

........... 5Kr/kWh

Som framgår av figuren är den förväntade lönsamheten för OIII högre 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 investeringsriskpro- filen för kärnkraften med en flackare nuvärdekurva.

Slutsatsen av detta exempel är entydig. Den vattenkraft som byggts ut parallellt med kärnkraften har varit mycket dyr och endast ett fåtal projekt kan förväntas uppnå en real avkastning på 4 procent om inte elpriserna stiger realt, t ex till följd av att kärnkraften avvecklas. Sannolikheten är däremot stor för att även de senaste och dyraste kärnkraftsreaktorerna ska uppnå en avkastning på minst 4 procent.

Förklaringen till utbyggnaden av vattenkraft under de senaste decenni- erna får antingen förklaras med felslagna förväntningar i fråga om prisutvecklingen på elenergi och kärnkraftens aweckling eller i låga 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 kärnkraftsawecklingen men även ansvaret för sysselsättningen i Norrland i kombination med förhoppningar om en framtida större utbyggnad av en eller flera orörda älvar. Osäker- heten 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 avkastnings- kravet 1989, reell marginalskatt på 100 procent genom indragning av överskotten till statskassan, har också bidragit till att kapitalkost- naderna uppfattats som låga. I vissa fall när Vattenfall ansett "syssel- sättningsprojekten" 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

läggs ned på grund av för höga driftskostnader framstår därför investeringarna alltid som lyckade.

Om däremot en oljekondensanläggning byggts, och på grund av för höga oljepriser fått korta driftstider och kanske efter några år lagts i malpåse, skulle investeringsmisslyckandet framstått i full dager. Ekonomiskt sett skiljer sig dock inte en misslyckad investering i 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 figur 4.1 framgår f ö att det vid dagens elprisnivå är mera lönsamt att bygga ett kärnkraftverk och aldrig starta detta än att bygga ut Råneälven.

Den grundmurade uppfattning som ofta kommer till uttryck i den allmänna debatten att gammal vattenkraft har subventionerat ut- byggnaden av kärnkraften i Sverige är inte korrekt, utan det är snarare 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 någon direkt utslagning av företag.

Jämfört med alternativa teknologier som varit tillgängliga för elpro— duktion har dock vattenkraften varit billigare ända fram till 1970—talet, vilket lett till lägre prisnivåer på elenergi i länder med stor vattenkrafts- kapacitet. Vattenkraftens låga kostnader har lett till internationellt sett låga elpriser i Sverige, medan lönsamheten i kraftindustrin inte tycks ha avvikit nämnvärt från övrig industri.

Hur ser det ut om vi blickar framåt? Vad har hänt på kostnadssidan sedan 1985, då de senaste kärnkraftsreaktorerna började producera el? Under denna period har byggkostnaderna stigit något mera än konsumentprisindex samtidigt som kostnaderna för maskinkapital stigit långsammare. Eftersom byggkapitalandelen är högre i vattenkraften än i kärnkraften indikerar detta att kärnkraftens konkurrenskraft ökat ytterligare i förhållande till vattenkraften. Ny kärnkraft torde således inte kosta mera idag än 1985. Med förutsättningarna i vårt exempel i figur 1 kostar ny kärnkraft ca 16-17 öre/kWh i 1990 års prisnivå och med en kalkylränta på 4 procent. Detta kan jämföras med (de, eftersom projekteringsunderlag saknas, relativt osäkra) utbyggnadskost- naderna för de största älvarna som presenterades i Vattenkraft, SOU 1983:49 med en kostnadsnivå på ca 18-20 öre/kWh, medan övriga vattenkraftsprojekt har kostnadsnivåer i intervallet 20-30 öre/kWh eller däröver.

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. 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. Nyinvesteringar utgör däremot en äkta resursuppoffring, men kommer samtidigt att utgöra vår gåva till 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 kost- nadskarakteristika 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 billigare och mera lönsam än den egentligen är. 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 frågan om äldre vattenkraft är mera lönsam än yngre högst relevant. Frågan är inte entydig utan kan preciseras på ett par olika sätt.

Låt mig börja med följande precisering: Skulle en genomgång av inve- steringsprojekten på vattenkraftsidan visa att investeringsprojekt som genomfördes för 50 år sedan i genomsnitt uppvisade ett högre nuvärde, vid given nivå på kalkylräntan, än de investeringsprojekt som genom- fördes för 40 eller 30 år sedan? Svaret på denna fråga är med stor säkerhet nej. A priori finns det inget som tyder på att äldre vatten- 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 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 vattenkrafts- projekt 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 vattenkrafts- projekt 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 gjorts idag. Genomsnittligt sett har alltså äldre vattenkraft varit dyrare att bygga ut än yngre, men samtidigt var elprisnivån 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 an- läggningar. 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 avveckling av kärnkraften. Men

det är inte sådana argument som ligger bakom den populära upp— fattningen 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 investeringskal— kylerna? 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 avkastningsför- måga. 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 bok- 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 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 självfinans- iering. 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 statsfinansiella motivet. Stat och kommun måste ta in skatt för att finansiera sina aktiviteter och upprätthålla samhälls- ekonomisk balans. Det andra motivet är det fördelningspolitiska. Syftet

är då inte primärt att erhålla skatteintäkter utan att omfördela inkomster mellan olika grupper i ekonomin. Slutligen har vi det allokeringspolitiska motivet. Då införs skatten för att förbättra ekonomins funktionssätt i vid mening genom påverkan av produktionen eller konsumtionen av vissa varor och tjänster. Ett exempel är be- skattning av negativa externa effekter i form av miljöpåverkan. Inte heller denna typ av beskattning syftar primärt till att generera skatteintäkter, utan till att påverka resursanvändningen i samhället.

Vid utformning av samhällsekonomiskt lämpliga skatter är det två aspekter som måste awägas mot varandra, nämligen effektivitet och fördelning. En effektiv beskattning innebär att summan av uppbörds- och effektivitetskostnader till följd av beskattningen bör vara så låga som möjligt för ett givet finansieringsbehov. 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 uppstår så snart som en skatt påverkar hur mycket som produceras av en vara eller tjänst. Låt oss illustrera ett fall med en skatt på en vara eller tjänst, som leder till en skillnad mellan det pris köparen av varan eller tjänsten betalar och det pris säljaren erhåller; se figur 4.2.

Utan skatt omsätts ,? enheter av varan till priset po. Skatten repre- senteras av den lodräta linjen i gapet mellan utbuds och efterfråge- kurvorna. Priset till producent (p-pris) sammanfaller inte längre med det pris konsumenten får betala (k-pris) och den omsatta kvantiteten sjunker till ys .

Jämfört med utgångsläget utan skatt medför skatten att såväl utbud som efterfrågan påverkas vilket leder till en lägre produktion. Den samhällsekonomiska förlust som skatten ger upphov till uppgår approximativt till hälften av skattesatsen per enhet multiplicerad med produktionsminskningen, dvs ytan av triangeln ABC i figur 4.2.

Figur 4.2 Övervältring av skatt

PRIS

EFTERFRÅGAN UTBUD

yS yo KVANTWET

I figuren går det inte att utläsa om skatten lagts på produktionen av 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 konsumenter- na. 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.

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 fördelnings- politiskt motiverade skatter torde i allmänhet det statsfinansiella motivet överväga ibeskattningen inom de flesta områden, medan andra medel, främst transfereringar utnyttjas i fördelningspolitiken. Tyngd- punkten i denna utredning ligger också på beskattningens effektivitetsa- spekter, men även fördelningspolitiska motiv har anförts för be- skattning av vattenkraft.

4.6. Synen på beskattning av naturresurser

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

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 maski- ner 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 be- skattning 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 5 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 ut.orde 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

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 naturliga fallhöjder som utnyttjas för vattenkraftsproduktion i Sverige uppfyller väl de villkor som krävs för 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 beskattning av jordbrukets avkastning är 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 beskattnings- principerna en lång förhistoria.

4.7. Lägesräntor, kvasiräntor och övervinster

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 över- skottet kvasiränta. Om även läget är en knapp resurs består rörelse- överskottet 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

PRIS EFTERFRÅGAN ENHETS KOSTNAD

JÄMVIKTSPRIS REN VINST

UTBUD

y0 y* KVANTITET

Figuren illustrerar en sektor med ett antal anläggningar av olika ålder och modernitet. Höjden på staplarna anger de variabla produk- tionskostnaderna, 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 marginal- kostnad. 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".

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 avkast- ningen 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 på att 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 investeringar på en viss marknad kommer i 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 investeringskapital. Men om investeringstillfällena av 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 "ex- traordinär vinst". Men med en reell knapphet på oexploaterade vattenkrafttillgångar kan denna jämviktsmekanism inte verka. Resul—

tatet blir i stället att värdet av den knappa tillgången - vattenkraften - 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. 1 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 män 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 oför- tjänta, 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.)

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 avkastnings- krav) är av vikt. Detta kommer att medföra att vinsterna ökar i existerande kraftanläggningar, t ex i vattenkraftstationer. En be- skattning av kraftproduktion antas vidare kunna ske till låga effektivi- tetskostnader 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 samhälls- ekonomiska 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-

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 är )p oavsett pris, medan efterfrågan ges av efterfrågekurvan. Utan skatt är jämviktspriset po. Om en skatt införs påverkas ej konsumentpriset, medan det pris producenten erhåller uppgår till p0 minus skatten. Hela skatten övervältras således på säljaren. Det är sannolikt denna stiliserade modell som ligger bakom föreställningen att en skatt på befintliga krafttillgångar har små effektivitetskostnader.

Figur 4.4 Övervältring av skatt vid oelastiskt utbud

EFTERFRÅGAN

yo KVANTITET

Ett företag med vattenkraftkapacitet har inte någon alternativ an- vändning 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 vattenkraftföre- tag, 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 driftskost- naden. Enda effekten blir att företagets intäkter minskar med skattebe- loppet, dvs en inkomstomfördelning till statskassan.

Detta i sig motiverar emellertid inte en särbeskattning av just vatten- kraftanläggningar. Samma resonemang kan användas för alla typer av investeringar som när de väl är genomförda saknar alternativ an- vändning. Sådana irreversibla investeringar karakteriseras av att investeringskostnaderna är sänkta historiska kostnader när investering- en väl är genomförd. Sänkta kostnader påverkar inte företagets beslut 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 täcknings- bidraget 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 täckningsbidraget är lägre än 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 investeringen redan gjorts, och företagets ägare och kreditgivare därmed gjort sina 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 investe- ringar 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.

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 kapacitet vars 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 på investeringsincitament och därmed till effektivitetskostnader av sedvanligt slag.

Nu kan man eventuellt hävda att dessa trovärdighetsproblem är mindre 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 på investeringsincitamenten inte avgränsas till just den kapacitet som beskattas, utan de kan i princip uppstå för alla typer av irreversibla investeringar. Effekten på investeringsincitamenten kan därför vara en potentiellt mycket betydelsequ effektivitetskostnad, om det inte kan göras trovärdigt att skatten på befintlig kapacitet verkligen är en engångsföreteelse.

En sådan trovärdighet är möjligen enklare att skapa om en skatt på befintlig kapacitet införs i samband med att någon form av "ex- traordinära vinster eller intäkter” uppkommit, till exempel genom en oväntad prishöjning på den vara som produceras. Om företagen bedömer det som osannolikt att liknande "extraordinära inkomster" ska uppstå även för nytillskott i kapaciteten, ökar trovärdigheten för att skatten verkligen bara gäller befintlig kapacitet, vilket skulle minska de 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 täcknings- bidrag som utgångspunkt för beskattning av just kraftproduktion ter sig därför föga tillfredsställande. Och generellt skulle en beskattning av 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. Overvinster skulle då kunna definieras som att realiserad vinst under en period överstiger förväntad vinst. Detta kan uppkomma då

- priset på varan blir högre än förväntat - kostnaden för produktionen blir lägre än förväntat - projektets livslängd blir längre än förväntat

- monopolmakt

Det föreligger emellertid alltid en naturlig spridning av risker och vinster. I en marknadsekonomi är det en av de centrala utgångs- punkterna 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.

Knapphetsräntor

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 fysiska restriktioner när det 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 vattenkraftanlägg- ningar. 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

(eller subventionering). Tvärtom kan man hävda att det är speciellt viktigt att inte investeringsincitamenten påverkas ytterligare i negativ riktning i branscher med stora risker för politiska ingrepp. Enligt min uppfattning vore det därför mycket olämpligt med en särskild be- skattning 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 politikränta, men mot detta ska ställas, att denna politikränta kan visa sig vara temporär antingen genom att anläggningarna awecklas i förtid eller att kärnkraf- ten åter blir en tillåten teknologi varvid nyinvesteringar åter kommer 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 genast i förändrade fastighetsvärden på vattenkraft och kraftvärme. Skattemotivet gäller givetvis generellt för alla typer av fastigheter, t ex jordbruk, skogsbruk och hyresfastigheter, där förändringar i produktpriserna mer eller mindre omedelbart diskonteras i fastighetsvärdena.

Själva förekomsten av lägesräntor som inkomstkategori innebär emellertid inte att de är lätta att identifiera och beskatta genom en 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 tillgångarna aldrig bytt ägare är ändå 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 egentligen att beskattningen träder i kraft så snabbt efter en icke förväntad prisökning på den aktuella 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 gäller den svenska vattenkraften eftersom denna till ca 70 procent är samhällsägd (och med 10 procentenheter ägd av försäkringsbolag och pensions- fonder, i huvudsak genom sale—lease-back—avtal). Liknande 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. 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 genom högre elpris utan enbart riktas mot lägesräntorna. Enligt prop 1982/83:50 borde den

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 elproduktio- nen sker i ett avkastningsreglerat företag, Vattenfall, som har som mål- sättning 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 konsumen- terna 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

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 överväl- tringsproblemet. Den fortsatta diskussionen utgår dock från att det endast är vattenkraften som bör beskattas.

Vid en aweckling av kärnkraften ökar också styrkan i skälen för en särskild beskattning av kraftproduktionen och att faktiskt utnyttja att även en produktionsskatt övervältras framåt på konsumenterna via ett höjt elpris. Dels ökar lägesräntorna på ett sannolikt i stor utsträckning oförutsett sätt, dels kan det visa sig nödvändigt av rena effektivitetsskäl, om inte Vattenfalls avkastningskrav i det läget höjs, att genom skat- teökningar pressa upp kostnadsnivån i elproduktionen för att den vägen ge incitament till prisledaren Vattenfall att höja elpriset till en sådana nivå att jämvikt skapas mellan utbud och efterfrågan på elmarknaden och en dyrbar ransonering därigenom undgås; för en utförlig diskussion av detta problem, se Hjalmarsson L.," Prissättningen på elenergi och 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 avkastning som varierar mellan 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. Regional återföring av vattenkraftens vinster

5.1. Bakgrund

Sedan lång tid tillbaka har möjligheterna diskuterats att återföra en del av det överskott som vattenkraften genererar till de orter eller regioner där produktionen sker. Motiven har skiftat, men huvudsyftet har varit att stimulera den regionala utvecklingen; se t ex skrivelsen från landshövdingen i Jämtlands län till regeringen (1987-01-30) med förslag om att vattenkraftens avkastning ska utnyttjas som regionalt ut- 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 Norrbotten- kraft AB som skulle äga vattenkraften i Luleälven samt fallrättigheter i Torne, Kalix och Pite älvar. Avkastningen från detta företag skulle överföras till en Norrbottens industrifond och utnyttjas för 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 engångsöverföring av 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 regionalekonomiskt stöd med utvecklingsfonder skulle göra riksdag och regering mindre subventionsbenägna och så att säga internalisera beslutsproces- sen till en regional avvägning av utnyttjandet av dessa 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 vattenkraftut- byggnaden internaliseras vilket borde stimulera till företagseko- nomiskt lönsamma utbyggnader av ännu oexploaterade älvar.

I ett betänkande från den regionalpolitiska kommittén (SOU 1989:55) diskuteras kortfattat några andra modeller för en återföring av 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 vattenkrafts- skatt 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 arbetsmark- nadsdepartementet. 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 principith 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 vattenkrafts- vinster 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 J ämtlands 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 ut.ort.

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 vatten— kraftens 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 konkurren- sutsatt elmarknad. Med fria placeringsmöjligheter kan vi förvänta oss att en hel del av tillgångarna i vattenkraft byts ut mot andra värdepap- per. Det finns egentligen ingen anledning till varför de regionala utvecklingsfondernas portföljer, efter en anpassningsperiod, skulle få en annan sammansättning än genomsnittliga portföljer i andra fonder. Vattenkraftens roll är "endast" som brygga för förmögenhetsöverföring— en.

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

6.1. 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 bud- getrestriktion 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 kWh- skatt är

i) skatt per kW ii) fastighetsskatt iii) vinstskatt

6.2. Utgångspunkter E ]fektivitetsaspekter

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 pro- ducerade 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 påverkas. En skatt kan också ha betydelse för företagens interna allokering av produktionsresurser och därmed för den totala produktionskostnaden för en given produktionsvolym. Slutligen kan den ha konsekvenser för 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

företagens produktionskostnader samt på deras 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 vinstmaxime- rande 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 tidigare ägare till- godogjort sig hela förmögenhetsökningen. Men även om tillgången inte omsatts utan tillhört ett och samma företag hela tiden har ägarge— nerationerna avlöst varandra, dvs även om inte tillgången bytt företag så byter företag successivt ägare, varför även i detta fall fördelnings- effekten 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.

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 avkastningsreglerade företag kan 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 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; se "Skatt på energi” SOU 1982:17.

Beskattning av avkastning

I kapitel 4 fann vi att en beskattning av lägesräntor, under vissa förut- sättningar, är förenad med låga samhällsekonomiska effektivitetskost- nader. Sådana lägesräntor existerar inom delar av kraftproduktionen och kan således motivera en särskild beskattning. Ett primärt krav på valet av skattemodell blir följaktligen att beskattningen med rimlig precision bör avse just variationer i kraftstationernas avkastning och inte utgå generellt.

Förhållandet att det är lägesräntorna inom kraftproduktionen som skall utgöra skattebasen ger upphov till kravet att skatten på ett tillfredsstäl- lande sätt ska kunna differentieras med "avkastningsförmågan" som grund. Med avkastningsförmåga avses här inte den faktiska lönsam- heten i en existerande anläggning utan snarare den lönsamhet som skulle erhållas för en specifik anläggning om denna hade ut.ort en nyinvestering som hade tagits i bruk idag. Medan lönsamheten i en anläggning är resultatet av en historisk process är lägesräntan helt bestämd av förhållandena vid en viss tidpunkt. En anläggning med 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 mycket väl, under den historiska processen, ha omvandlats till en kostnad för 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 avkastnings- förmågan och den synliga avkastningen hos en anläggning. För detta 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 förväntningar om framtida beskattning av lägesräntan, har lägesräntan omvandlats till kostnad.

166. Beskattningsmodeller SOU 1991:8 Transaktionskostnader

Andra krav som ställs på beskattningen är enkelhet, och att upp- bördskostnaderna 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 transaktion- skostnaderna 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 klas- sificeringen 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 fastighetsbe- skattning. Nu gällande principer för taxeringen av kraftstationer belyses relativt utförligt i samband med att fastighetsskatt som modell 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 kon- kurrensmarknad i ett jämviktsförlopp med vinstmaximerande företag, för att fokusera på de i detta sammanhang centrala frågorna. Slutsat- serna 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 produk- tionsskatt 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 befintlig kapacitet - är det krafts- 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 produktion- skostnaden 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 vattenkraftanläggningar där skatten är 1 öre/kWh för anläggningar som togs i drift före 1978 och 2 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 driftskost- naden ur företagets synvinkel ökar med skattens belopp. Skatten kan 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.

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 vatten- värdet 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 kraftföre- tagen 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 importskatt är idag ej heller speciellt trovärdigt, eftersom en sådan sannolikt skulle strida mot EG:s frihandelsregler.

Sammanfattningsvis, torde visserligen ett behållande eller viss ut- vidgning 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 effektivitetsför- lusterna bli betydande. De begränsade effekter som kan uppkomma i dagsläget gäller ett alltför litet utnyttjande av vattenkraft inklusive exportförluster under lågbelastningsperioder då vattenvärdet är nära noll.

Enligt uppgifter från kraftindustrin har vattenkraftsskatten också utgjort en hämsko på strukturrationaliseringen inom vattenkraftsproduktionen.

E jffekter på lång sikt

På sikt bestäms kraftprisnivån av den långsiktiga marginalkostnaden för ny baskraft, det vill säga av summan av rörlig driftskostnad och kapacitetskostnad för denna. Eftersom den nuvarande skatten på äldre 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 påverka den långsiktiga marginalkostnaden för kraftsystemet och därmed inte heller på sikt 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 lång- siktiga marginalkostnaden för ny baskraft, och baskraftkapaciteten har anpassats till efterfrågan vid det priset. Det uppstår ingen långsiktig effekt på kraftpriset, utan skattens huvudsakliga effekt blir att beskatta bort (helt eller delvis) knapphetsräntor i äldre vattenkraft.1

Effekterna i detta fall av en skatt per kWh är endast att kraftföretagens vinster blir lägre. Om skatten inte får någon effekt på kraftföretagens interna allokering är vinstminskningen lika med de intäkter skatten genererar. Om kraftföretagens interna allokering påverkas, med högre produktionskostnader före skatt som följd, blir vinstminskningen större än de skatteintäkter som genereras. Skatten leder då till en effektivi- tetskostnad. 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

1 Motsvarande skulle gälla vid oligopolprissättning. Priset är då lika med den långsiktiga marginalkostnaden plus ett påslag vilka 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. För- väntningar 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 margi— nalkostnaden 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 kraftpriserna 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 sannolik- heten 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 knapphets- räntor 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.

Övriga effekter

Vad betyder nu ovanstående resultat för skattens effekter i övrigt? Vi ska här beröra fyra väsentliga aspekter:

- effekterna på kraftföretagens vinster, - konsekvenser för ekonomin i övrigt, - vilka eventuella effektivitetskostnader som uppkommer samt - fördelningen av skattebördan.

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 verkli- gen 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 skattebe- loppet. 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 övertygade om att också framtida kapacitetstillskott kommer att beskattas med samma skattebelopp, kommer skatten inte att ha någon effekt alls på deras vinst. Skatten övervältras fullständigt på kraftkonsumenterna.

Konsekvenser för ekonomin i övrigt: Skatt på befintliga krafttillgångar torde inte ha någon nämnvärd betydelse för ekonomin i övrigt om 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 priseffekter av betydelse kan uppstå. I så fall försvåras ytterligare konkurrensbe- tingelserna för främst elintensiv industri, som måste anpassa sig till högre elpriser som en följd av högre produktionskostnader i kraftsys- temet till ytterligare högre priser på grund av skatteövervältringen.

Till dessa effekter kan man också tillfoga att skatten, som andra liknande skatter, möjligen kan medverka till att försvaga incitamenten till långsiktiga och irreversibla investeringar även på andra håll i ekonomin.

Fördelning av skattebördan: Denna fråga har delvis redan berörts när effekterna på kraftföretagens vinster behandlades. Om skatten inte har 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 genom högre kraft- priser desto större del av skattebördan kommer naturligtvis att bäras av dessa.

Som diskuterades i avsnitt 4.8 blir slutsatserna om övervältring annorlunda om förutsättningen om vinstmaximerande företag ej är uppfylld för den svenska elmarknaden. Denna förutsättning är mycket tvivelaktig eftersom 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 skattehöj- ningar verkligen kommer att övervältras framåt på konsumenterna även på relativt kort sikt. En producentskatt har då samma effekt som en allmän konsumtionsskatt på elenergi. Det är inte helt enkelt 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 per producerad kWh kan en skatt per kW differentieras mellan olika krafttillgångar (om än inte direkt map lägesräntor), men en alltför långt driven differentiering torde ställa sig 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 rörlig driftskostnad.2 Med en skatt på produktionskapaciteten i 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 knapphetsräntor i äldre krafttillgångar till statskassan - dock inte 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.

2 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 på sina olika investeringar. Resultat i årsredovisningar avser vidare en juridisk person och inte enskilda krafttillgångar. Företaget kan även bedriva annan verksamhet vilket ytterligare begränsar möjligheterna att identifiera vinster i kraftproduktionen eller dess delar. Slutligen kan företaget inom ramen för vedertagna redovisningsprinciper tillämpa in- 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 omöjliggör en direkt skatt 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 princip basera 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 per år utgörs det uppskattade marknadsvärdet för stationen av nuvärdet av dessa överskott. Antag att vi skulle kunna urskilja en del av de årliga överskotten som en lägesränta. En 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.3

Antag att vi istället väljer att beskatta med utgångspunkt från just anläggningens marknadsvärde, dvs en form av fastighetsskatt. Detta marknadsvärde för en kraftstation kan spjälkas upp i markvärde och byggnadsvärde. Det årliga överskottet kan då definieras som dels en normalavkastning på byggnadsvärdet (realkapitalinvesteringen), dels en restpost som representerar avkastningen på markvärdet, dvs läges-

3 För en matematisk härledning av resonemangen hänvisas till bil 3.

räntan (eller som här fallräntan). Markvärdet utgörs alltså definitions- mässigt av nuvärdet av de årliga lägesräntorna4.

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 förmögen- hetsskatt. 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 bran- schen. 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 effektivi- tetskostnader.

" Se även Appendix för en redovisning av Adam Smith's och Ricardos syn på fastighetsskatt som ett sätt att beskatta jordränta.

SOU 1991:8 Beskattningsmodeller 175 6.4 Taxeringen av kraftstationer

Eftersom en fastighetsbeskattning har attraktiva egenskaper bör det klarläggas vilka krav som måste uppfyllas vad gäller taxeringsvärdena för vattenkraftstationer om variationer i dessa ska spegla variationer i lägesräntor. För detta fordras att:

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 återspegla fall- räntan i respektive anläggning, vilket innebär att byggnadsvärdet är värderat till återanskaffningskostnad (och inte bokförings- mässigt värde).

Före 1988 års taxering betecknades kraftstationerna vattenfallsenheter i taxeringssammanhang. Detta begrepp är nu ersatt av ett nytt, elproduktionsenhet. Till dessa räknas även olika typer av värme- 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 markanläggningarna utgöra en värderingsenhet och samtliga byggnader tillsammans en värderingsenhet. Normalt utgörs taxeringsenheten av en strömfallsfastighet, till vilken är knuten sakrätt av servitutskaraktär att utnyttja vattenkraft liksom mark erforderlig för ett kraftverks behov. För äldre kraftverk kan undantagsvis strömfallsfastighet saknas.

Vid taxeringen av en vattenkraftstation bestäms totalvärdet med ledning av:

- den utbyggda effekten, jämkad med hänsyn till

- årskostnaderna och- beroende på varierande anlägg- ningskostnad

- kraftverkets ålder

- utnyttjandetid (kvoten mellan normalårsproduktion och in- stallerad effekt) - regleringsmöjlighet (effektens relativa värde mht möjligheterna till årsreglering) - belägenhet (effektens värde vid kraftverket i förhållande till dess värde i Mellansverige).

Schablonen för hur värderingen mht ovan nämnda värdefaktorer ska ske har bestämts av RSV i samråd med kraftindustrin via KRAFPSAM. Den utbyggda effekten kallas efter jämkningen för

taxeringseffekt. Den totala taxeringseffekten uppskattades inför 1988 års taxering till 7 550 MW.

Inför 1988 års fastighetstaxering genomförde RSV en genomgång av priserna på de anläggningar som bytt ägare efter 1981. Detta gjordes i syfte att få en återspegling av aktuell marknadsvärdering vid ut- arbetande av RSV:s taxeringsschabloner. Analyser av marknadsvärdena försvårades av att i analyserade köp ingick inte bara vattenkraftverk utan även annat.

Utgångspunkten för taxeringen 1988 blev att marknadsvärdet av ett vattenkraftverk av genomsnittlig ålder och genomsnittligt läge är 1986 ut.orde 1,75 kr/kWh (årsproduktion). Detta ansågs utgöra en försiktig värdering.

Utifrån detta marknadspris värderades sedan hela beståndet av vatten— kraftanläggningar vid normalårsproduktion. Det totala taxeringsvärdet för vattenkraften skulle alltså uppgå till:

0,75 (taxeringsvärdenivån) x 62,5 (årsproduktion i TWh) x 1,75 (kr/kWh) = 82 miljarder

Per taxeringseffekt betydde detta ett genomsnittligt taxeringsvärde på 11 000 kr/kW (82 miljarder kr/7 550 MW).

Principerna för värdering av kraftstationerna hade omarbetats redan 1975. Tidigare stod taxeringsvärdena i direkt relation till byggkost- naderna, dvs ett kraftverk som var dyrt att bygga fick ett högt taxe- ringsvärde trots att det betingade ett lägre marknadsvärde pga lägre lönsamhet. Ingen hänsyn togs alltså till skillnader i lönsamhet mellan olika anläggningar.

Svårigheter uppstår när man ska bestämma vad som utgör bygg- nadsvärde respektive markvärde (dvs värdet av fallrätten) för en vattenkraftanläggning. Markvärdet i sig kan bara bestämmas mark- nadsmässigt om fastigheten med fallrätten är obebyggd. Blir fastigheten bebyggd utgör byggnadsvärdet ett slags mervärde till markvärdet. Att bestämma markvärdet av redan utbyggda fastigheter måste alltså göras implicit.

För att göra detta användes anläggningens taxeringseffekt (enligt ovan) samt beräknades anläggningens återanskaffningskostnad i relation till nybyggda anläggningar (1986 års nivå). År 1961/62 utgör kraftstatio- nernas genomsnittliga byggår. Genomsnittlig återanskaffningskostnad i 1986 års kostnadsnivå beräknades till 11 000 kr/kW.

Med gällande regler för nedskrivning betydde detta att det totala taxeringsvärdet för ett år 1986 uppfört vattenkraftverk med genom-

snittliga återanskaffningskostnader blev 15 000 kr/kW taxeringseffekt. Utifrån detta värde bestämdes det totala taxeringsvärdet (markvärde och byggnadsvärde) för ett år 1986 uppfört vattenkraftverk med högre respektive lägre återanskaffningskostnad än genomsnittet. Värdeskill- naderna beräknades med ledning av hur årskostnaderna kunde förutsättas variera med anläggningskostnaderna. Markvärdena (fallvärdena) för vattenkraftverk med olika återanskaffningskostnad bestämdes sedan som skillnaden mellan detta totalvärde och 75 % av återanskaffningskostnaden. Byggnadsvårdena kom alltså att variera både med anläggningens återanskaffningskostnad och med anlägg- ningens ålder.

Markvärdet varierade däremot endast med återanskaffningskostnaden. Ju högre återanskaffningskostnad (1986 års kostnadsnivå) ju lägre markvärde (fallvärde) och vice versa. Taxeringsvärdet för en specifik anläggning bestämdes som summan av respektive mark— och bygg- nadsvärde.

För andra typer av kraftverk gäller andra regler. Markvärdet för dessa bestäms till 2 % av kraftverkets värde i nybyggt skick. Byggnadsvårdena bestäms så att resterande 98 % av kraftverkets värde i nybyggt skick multipliceras med en nedräkningsfaktor, varigenom den värdeminskning beaktas som uppkommit mellan värdeåret och år 1986. Här finns således en direkt koppling mellan byggkostnad och taxeringsvärde. Markvärderingen påverkas inte av läget. I tabell 6.1 visas antal taxeringsenheter och de olika taxeringsvärdena för outbyggda kraftsta- tionstomter respektive utbyggda kraftstationer 1989 och 1990.

Tabell 6.1 Antal taxeringsenheter och taxeringsvärden, mkr.

Antal taxeringsenheter Totalt taxeringsvärde Elproduktionsenhet 1989 1990 1989 1990 Tomt till vattenfall 85 92 3 626 3 916 Tomt till värmekraft 7 9 13 13 Bebyggt vattenfall 1 019 1 019 79 427 79 940 Bebyggd värmekraft 71 72 44 450 45 052 Övriga elpr. enheter 190 224 9 9

Summa 1 372 1 416 127 525 128 930 & Källa: Rikets fastigheter 1990 del I, SCB.

Industrifastigheter taxeras för närvarande vart sjätte år. Det betyder att nästa taxeringstillfälle för elproduktionsenheterna är år 1994.

I dag är samtliga industrifastigheter, även elproduktionsenheter, befriade från fastighetsskatt. Tidigare fanns emellertid en form av kommunal beskattningsrätt i form av en s k garantiskatt. Den innebar att 2 % av taxeringsvärdet tillföll den kommun där taxeringsenheten var belägen. Detta kunde medföra ganska betydande belopp till de Norrlandskommuner längs älvsträckorna som hade kraftstationer inom kommungränsen. Garantiskatten togs bort i samband med att den kommunala beskattningsrätten av juridiska personer avskaffades.

Av tabell 6.2 framgår till vilka värden olika typer av anläggningar var taxerade 1990 samt fördelningen mellan markvärde och byggnadsvärde.

Tabell 6.2 Taxeringsvärden för kraftverk 1990, miljarder kronor

Mark- Bygg- Totalt värde nadsvärde Utbyggd vattenkrafttomt 51,1 28,9 80,0 Ombyggd vattenkrafttomt 3,1 0,8 3,9 Utbyggd värmekrafttomt 1,3 43,7 45,0 Outbyggd värmekrafttomt 0,0 0,0 0,0

Av tabellen framgår markvärdenas (dvs här fallräntans) betydelse för taxeringsvärdena för befintliga vattenkraftstationer. För värmekraftsta- tioner däremot är markvärdena obetydliga. För outbyggda vattenkraft- tomter (med tillstånd för utbyggnad) bestäms i stort sett taxeringsvär- dena av uppskattade markvärden.

Sammanfattningsvis kan konstateras att taxeringen baserar sig på en marknadsvärdering (med idag 6 år mellan taxeringstillfällena) samt att taxeringsvärdena är uppdelade i mark- respektive byggnadsvärden. Därtill kommer att markvärdena på ett tillfredsställande sätt kan anses återspegla fallräntan i respektive anläggning då bedömd återanskaff- ningskostnad ligger till grund för anläggningarnas byggnadsvärden.

6.5 Anläggningar, lönsamhetsförhållanden och beskattning

Kraftstationernas taxeringsvärden enligt ovan syftar till att motsvara 75 % av marknadsvärdena. Gällande taxering ansågs vid taxeringstillfället utgöra en försiktig värdering. Låt oss nu anknyta till att respektive kraftstations värde betingas av dess specifika kostnads- och intäkts- förhållanden. Vid taxeringen av en viss kraftstation regleras alltså dess

värde i förhållande till genomsnittet av faktorer som kostnadskarakte- ristika, ålder, regleringsegenskaper, belägenhet m in. Vi skall nu något närmare kommentera dylika skillnader innan vi illustrerar variationerna mellan kraftstationer med hjälp av några exempel.

Vattenkraften kännetecknas av att vara mycket kapitalkrävande. Anläggningskostnaderna i relation till elutbytet kan emellertid variera betydligt mellan olika vattenkraftstationer eller -projekt, vilket beror på skillnader i fallsträckans längd, fallhöjd, vattenföring m rn. Vattendrag med höga fallhöjder och riklig vattenföring ger stort elutbyte i förhållande till anläggningskostnaderna. Dylika förutsättningar återfinns vanligen i de stora älvarna i norra Sverige (Harsprånget, Porjus m fl). Svealand och Götaland har inte samma topografiska förutsättningar som norra Sverige, men vattenkraftutbyggnaden har där ändå haft stor betydelse för utvecklingen.

Kostnaden för utbyggnad av vattenkraft anges vanligen i kr/ (års) kWh. Detta uttrycker anläggningskostnaden i förhållande till elproduktionen under ett år med normal vattentillgång. Dessa utbyggnadskostnader varierar betydligt mellan olika projekt, beroende på de naturgivna skillnaderna i fallhöjd, vattentillgång etc.

Den svenska vattenkraftens utbyggnad har pågått i ca 100 år. Ex- pansionen kulminerade under perioden 1955-1965 för att därefter åter avta. För närvarande finns drygt 1 000 anläggningar i drift, varav många är äldre än 50 år.

Vattenkraftanläggningar har generellt en lång livslängd jämfört med många andra industriella installationer. Det finns kraftverk som varit i bruk över 60 år med endast normalt underhåll, men utan någon genomgripande förnyelse.

Vattenkraftverk brukar anses ha en ekonomisk livslängd på 60 år. Exempelvis har Vattenfall i sina kalkyler räknat med denna livslängd. Styrutrustning och generatorer är emellertid sådana komponenter som kan behöva bytas ut innan 60 års livslängd uppnåtts. Dessa delar representerar dock en mindre del av anläggningskostnaden. Övriga anläggningsdelar, t ex kanaler, bergtunnlar och dammar, har å andra sidan i allmänhet en längre livslängd än 60 år. Vissa investeringar som genomförts, t ex sprängningar, är irreversibla och har därigenom en oändlig livslängd.

Kostnaderna för normalt drifts- och underhållsarbete omfattar kostnader för löner, resor, material, försäkringar och administration m m. Kostnader för underhållsarbeten i och kring kraftanläggningarna följer av det maskinella underhållet, men även av snöröjning, gräsk- lippning, vägunderhåll, tillsyn, bevakning, städning m m.

I många fall är kostnader för drift och underhåll samkostnader för flera stationer inom ett större område och driften sköts genom fjärrkontroll. En särredovisning av kostnader för drift och underhåll för respektive kraftstation finns då inte utan kostnaderna får uppskattas genom en vägning av samkostnaderna map produktionen, varvid en genom— snittskostnad härleds.

I andra fall är dock kostnaderna för drift och underhåll enklare att urskilja. Kostnaderna kan också variera avsevärt mellan olika stationer. Porjus är exempelvis Sveriges tredje största vattenkraftverk med en effekt på 520 MW. Den rörliga produktionskostnaden är här enligt uppgift drygt ett öre per kWh. (Källa: Vattenfalls rapport från seminariet i Jokkmokk, augusti 1988). Denna kostnad avser alltså rörlig produktionskostnad exklusive den särskilda vattenkraftsskatten (som för företaget även utgör en rörlig kostnad). Genomsnittligt sett uppgår dock drifts- och underhållskostnaderna i vattenkraften vid antagande om 60 års livslängd till ca 4 öre/kWh.

Innan vi går vidare med att illustrera lönsamhetsförhållanden i enskilda verk ska vi emellertid även föra in i bilden att vi vid sidan av skillnader på kostnadssidan även har skillnader på intäktssidan eller mao i kraf- tens värde - och att detta sammantaget är avgörande för kraftstationers värde.

Kraften är ju inte värd lika mycket året om. Genom elefterfrågans variation över året (hög på vintern och låg på sommaren) och även dygnet (hög på dagen och låg på natten) varierar kraftens värde med tidpunkten för produktionen. Värdet är högst under vinterdag och lägst under sommarnatt. Härtill kommer att nederbörden varierar år från år, vilket ger utjämning med hjälp av flerårsmagasin ett värde. Dessa förhållanden medför att vattenkraft med goda flerårs-, års- och dygns- regleringsegenskaper har ett högre värde än vattenkraft med sämre regleringsegenskaper.

Om vi nu ser till kraftstationers värden är dessa så att säga en konsekvens av kostnads- och intäktsförhållanden i kraftproduktion. Låga kostnader samt goda regleringsegenskaper innebär att en kraftstation betingar ett högt värde. Omvänt gäller givetvis att höga kostnader och begränsade regleringsegenskaper ger en kraftstation ett lågt värde.

Vi ska nu ta vår utgångspunkt i några enskilda kraftstationers taxe- ringsvärden för att belysa lönsamhetsstrukturen ivattenkraftsproduktio- nen.

SOU 1991:8 Beskattningsmodeller 181 Kraftstationen lönsamhet - några exempel

Nedan redovisas sex vattenkraftstationer i termer av normalårsproduk- tion och uppskattade marknadsvärden enligt senaste taxering. Urvalet har .orts för att få en viss spridning i storlek och taxeringsvärden, men får betraktas som relativt godtyckligt.

Vattenkraftstationerna namnges ej utan betecknas helt enkelt från A till F. Taxeringsvärdena i tabell 6.3 har skrivits upp med 33 % för att svara mot de i grunden uppskattade marknadsvärdena.

Tabell 6.3 Marknadsvärden enligt ATF och normalårsproduktion för sex vattenkraftstationer

___—___ Vattenkraft- Markvärde, Byggriadsvärde, Sammanlagt mark- Normalårs-

station mkr mkr nadsvärde, mkr produktion GWh

A 4 682 1 450 6132 2 240 B 420 266 686 538 C 525 145 670 530 D 209 140 349 240 E 0 108 108 75 F 0 92 92 58

Källa: RSV:s taxering samt produktionsuppgifter från en enkät- undersökning.

Låt oss nu utgå från dessa förhållanden och diskutera bakomliggande faktorer. Enligt redogörelsen för taxeringsprinciperna i föregående avsnitt har differentieringen av de uppskattade marknadsvärdena framkommit som en följd av vattenkraftstationernas specifika kost- nadsförhållanden (drifts- och underhållskostnader, belägenhet etc) och intäktsförmåga (via elpriser, regleringsegenskaper etc). Notera även att byggnadsvärdena, baserade som de är på bedömd återanskaffningskost- nad, aldrig kan bli noll och alltså inte har med avskrivningssituationen att göra.

Denna tabell illustrerar därför indirekt den mycket skiftande lönsam- heten mellan olika anläggningar. Av de sex vattenkraftstationerna i tabellen är det två (E och F) som inte har åsatts några markvärden. Dessa båda anläggningar uppskattas således inte generera någon

extraordinär avkastning eller lägesränta. Detta kan bero på att E- och F-anläggningarna karakteriseras av relativt höga drifts- och under- hållskostnader, en ofördelaktig belägenhet, frånvaro av regleringsmöj- ligheter eller en kombination av dessa faktorer.

Om vi vidare jämför C- och D-anläggningarna kan vi först notera att byggnadsvärdena är ungefär desamma. Samtidigt är C-stationens produktionsförmåga drygt dubbelt så stor, vilket kan återspegla betydande fördelar vad gäller fallhöjd, vattenföring etc. Markvärdet som uttryck för lägesräntan är också ungefär dubbelt så högt för C- anläggningen. Vad gäller A-anläggningen kan noteras att den upp- skattas generera betydande lägesräntor i kraft av sin storlek och sina bakomliggande goda förutsättningar. Relativt sett uppskattas emellertid C-anläggningen betinga ett något högre marknadsvärde i förhållande till byggnadsvärdet än A-anläggningen.

Avslutningsvis skall vi återigen notera att de båda mindre anlägg- ningarna (E och F) inte uppskattades representera några markvärden. Uppgifterna i tabellen ger här ingen ledning huruvida dessa stationer så att säga ligger på marginalen eller har en alltför svag lönsamhet i förhållande till investeringen. Givet en markvärdebaserad beskattning är detta emellertid betydelselöst i detta sammanhang - helt enkelt därför att ingen av dessa båda anläggningar skulle bli föremål för be- skattning. Det kan dock noteras att om lönsamheten vore alltför svag skulle detta återspeglas i att kraftstationernas faktiska marknadsvärden torde bli lägre än deras byggnadsvärden.

Om fördelning av skattebelastning

I kapitel 2 redovisades erfarenheter av den nuvarande vattenkraftsskat- ten. Där redo.ordes även för vilka effekterna är på företagsnivå. Av tabell 2.3 framgick hur mycket varje företag betalat i skatt sedan 1983.

Vid en omläggning av skattebas är det av intresse att studera vilka effekterna blir när det gäller fördelning av skattebördan jämfört med idag. Utredningen har försökt jämföra dagens fördelning av skattebör- dan (se tabell 2.3) med en fördelning i relation till företagens totala markvärden. På grund av de beräkningsproblem som föreligger till följd av samägande har utredningen funnit de preliminära uppskattningar som .orts missvisande. Allmänt kan det dock konstateras att vid given totalnivå för skatteuttaget uppkommer vissa, och i enstaka fall relativt omfattande, omfördelningar av skattebelastningen. Det enda vi med säkerhet kan säga är att Vattenfalls andel av skatteuttaget ökar jämfört med idag.

Eftersom de nuvarande taxeringsvärdena ej utnyttjas för markvärdebes- kattning är det höst rimligt att de berörda företagen får möjlighet att

granska markvärdena, eller att en omtaxering sker, innan markvärdena läggs till grund för beskattning.

6. 6 Utredningens förslag

I detta kapitel har vi analyserat effekterna av fyra olika beskattnings- modeller.

Ur effektivitetssynpunkt framstår en kW-skatt eller markvärdeskatt som överlägsen en kWh-skatt eller extra vinstskatt. Aven om de kortsiktiga effektivitetsförlusterna av den existerande vattenkraftsskatten är små, bl a beroende på att kraftproducenterna i sitt agerande möjligen bortser från denna, är en sådan skatt knappast förenlig med en av- reglerad elmarknad och en ökad integration av elmarknaderna i Norden och övriga Europa.

Varken en kW-beskattning eller markvärdebeskattning av existerande vattenkraft leder (under förutsättning att de inte övervältras) till några kortsiktiga effektivitetsförluster. Dessa skatteformer kan ur den synvinkeln betraktas som ekvivalenta.

Beträffande de långsiktiga effekterna av en beskattning av existerande vattenkraft gäller att om företagen förväntar sig att även framtida årgångar av vattenkraften och eventuell annan kapitalintensiv kraft- produktion kommer att inkluderas i beskattningsunderlaget, kommer skatten att gradvis övervältras på konsumenterna. Investeringar senare- läggs tills prisnivån stigit så pass mycket att projekten framstår som lönsamma även om anläggningarna skulle drabbas av beskattning. I själva verket torde sannolikheten för ett sådant investeringsbeteende vara stor om inte mycket tydliga signaler ges från regering och riksdag att ingen särbeskattning av kraftproduktionen kommer att ske.

Vidare gäller att en beskattning som är baserad på distinktionen mellan gamla och nya eller existerande och tillkommande kraftanläggningar visserligen är entydig när den införs, men dessa distinktioner blir allt svårare att upprätthålla på sikt. Allt eftersom tiden går och anlägg- ningar 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 anlägg- ningskapitalet. 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 i dag ligger till grund

för projektbedömningarna. Detta skulle innebära ett ökat tryck uppåt på elprisnivån.

Ur fördelningssynpunkt kan vi konstatera att alla produktionskatter har låg träffsäkerhet. En beskattning av anläggningarnas markvärden kan visserligen, under vissa förutsättningar, betraktas som en direkt beskatt- ning av lägesräntorna, men endast om beskattningen träder i kraft direkt efter en icke förväntad värdestegring kan fördelningseffekterna beskrivas som otvetydigt gynnsamma. Det kan också förefalla godtyck- ligt med en extra beskattning av vissa tillgångsvärden i just kraftpro- duktionen och inte lägesräntor generellt. I den grad skatten övervältras framåt på konsumenterna har den direkt ogynnsamma fördelnings- konsekvenser.

Det totala markvärdet i vattenkraftsproduktionen 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 be- tydande del av lägesräntorna inom vattenkraften kommer att bli föremål för beskattning. Fördelningskonsekvenserna 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 en fastighetsskatt baserad på markvärdena som det mest attraktiva alternativet eftersom effektivitetsförlusterna vid denna typ av beskattning kan förväntas vara lägre än för alternativen. Det finns heller ingenting i en sådan modell som förhindrar en återföring av beskattade medel (via statskassan) till de regioner där vattenkraften produceras. Markvärdeskatten uppfyller också kravet på att beskattningen av kraftföretagens vinster gradvis anpassas till förändringarna i elpriserna framöver.

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

Appendix

Det är i sammanhanget belysande att se hur de klassiska ekonomerna såg på frågan om fastighetstaxering och fastighetsskatt.

När Ricardo diskuterar fastighetsskatt redovisar han vad Adam Smith anförde i frågan tidigare. Adam Smith .orde nämligen motsvarande uppdelning av överskotten som i 6.4 ovan, enligt följande5 :

"The rent of a house may be distinguished into two parts, of which the one may very properly be called the building rent, the other is commonly called the ground rent. The building rent is the interest or profit of the capital expended in building the house. In order to put the trade of a builder upon a level with other traders, it is necessary that this rent should be sufficient first to pay the same interest which he would have got for his capital, if he had put it upon good security; and, secondly, to keep the house in constant repair or what comes to the same thing, to replace within a certain term of years the capital which had been employed in building it".

Adam Smith fortsätter:

"Whatever part of the whole rent of a house is over and above what is sufficient for affording this reasonable profit, naturally goes to the ground rent; and where the owner of the building and the owner of the ground are two different persons, it is in most cases completely paid to the former".

Adam Smith anser vidare att markvärden är särskilt lämpliga som skatteobjekt:

"Both ground rents, and the ordinary rent of land are a species of revenue, which the owner in many cases enjoys, without any care or attention of his own. Though a part of this revenue should be taken from him, in order to defray the expenses of the State, no discouragement will thereby be given to any sort of industry. The annual produce of the land and labour of the society, the real wealth and revenue of the great body of the people might be the same after such a tax as before. Ground rents, and the ordinary rent of land are, therefore, perhaps the

5 Ur Ricardo D. "Principles of Political Economy and Taxation" (1817).

species of revenue, which can best bear to have a peculiar tax imposed upon them".

Särskilda yttranden

]. Av experten Karl-Axel Edin

Utredningen är en bra grund för en översyn av beskattningen av kraftföretagens vinster. Särskilt värdefull är den del av utredningen där begreppet "övervinst" analyseras och avfärdas som grund för be- skattning.

Jag har dock dragit en annan slutsats än utredningen. Enligt min mening måste en översyn av beskattningen av kraftföretagens vinster som utgångspunkt ha den nyligen genomförda skattereformen. I förarbetena till denna har man redovisat vilka principer som skall ligga till grund för beskattningen. Utgångspunkten för reformen är att skatterna skall göras mer likformiga och enkla. När det gäller företagsbeskattningen har detta tagit sig uttryck i att vinstskatten sänks till nominellt 30 procent och att företagen till skillnad mot tidigare skall betala en skatt som motsvarar den nominella skattesatsen.

En skatt som riktar sig speciellt mot en viss verksamhet, som t ex kraftproduktion, strider helt mot de principer som ligger till grund för skatteomläggningen. Mot den bakgrunden är varje skatt som riktar sig speciellt mot någon speciell bransch en anomali i företagsbeskatt- ningen. Denna principiella invändning gäller även om, som föreslås i föreliggande utredning, den nuvarande produktionsskatten för vattenkraft ersätts med en skatt på vattenkraftverkens markvärden.

Frågan om en skatt på vattenkraftens lägesräntor är en effektiv form av skatt kan inte avgöras isolerat utan bara i samband med en analys av en systematisk beskattning av lägesräntor eftersom vattenfallen bara är en av många olika typer av jordränta och utgör bara en bråkdel av landets totala lägesränta. Skogs- och jordbruksmark är begränsade resurser och representerar sannolikt värdemässigt den helt domineran- de jordräntan. Råvaror som t ex metallhaltiga malmer och fossila bränslen representerar också betydande jordräntor. Med utgångspunkt i den typ av analys som görs i utredningen skulle man kunna diskutera förutsättningarna för en generell beskattning av lägesräntor av det slag som vattenkraften representerar. Man skulle då kunna komma fram till att en sådan beskattning på grund av den upp till en viss nivå inte påverkar priset innebär mindre effektivitetsbrister än t ex skatt på inkomst. Det skulle emellertid sannolikt också komma fram att en systematisk beskattning av lägesräntor är förenad med betydande praktiska problem, dels att avgöra vilka tillgångar som har karaktären av lägesräntor och dels att avgöra hur stor skatten kan vara innan den

orsakar effektivitetsproblem. Det är dock möjligt att det skulle visa sig att en systematisk beskattning av lägesräntor är en effektiv form av beskattning. Som en del i en mer systematisk beskattning av läges- räntor skulle det ha varit acceptabelt att också beskatta vattenkraften. Nu finns inget underlag för att bedöma för- och nackdelar med en generell skatt på lägesräntor, vilket heller inte har varit utredningens uppgift. Därför finns heller inget underlag för att ta ställning till frågan om en skatt på vattenkraftens markvärden är en effektiv form av skatt. Enda motivet för att behålla en särskild skatt på vattenkraften är att det redan råkar finnas en skatt.

Jag vill vidare understryka utredningens slutsats att en särskild skatt på vattenkraften, oavsett i vilken form den tas ut, till mycket liten del drabbar dem som dragit fördel av vattenkraftens lägesräntor, eftersom lägesräntorna genom försäljning omvandlats till kostnader för nya ägare. Den föreslagna formen av beskattning innebär dessutom jämfört med dagens vattenkraftsskatt en i vissa fall avsevärt högre skattebörda för några av de kraftföretag, bl a Jämtkraft, Vattenfall och Gullspång, där ägandet är mest spritt.

Min slutsats är att statsmakterna bör utnyttja detta tillfälle till omprövning av den särskilda vattenkraftsskatten till att i enlighet med principerna för skattereformen avskaffa vattenkraftsskatten. En sådan förändring skulle också vara en viktig markering i omstöpningen av energipolitiken och strävandena att låta elförsörjningen arbeta på liknande marknadsvillkor som annan produktion. Kraftproduktion skulle inte längre ens i skatteavseende ha någon särställning i för- hållande till annan produktion.

Som andra alternativ förordar jag att den nuvarande skatten baserad på antalet producerade kilowattimmar behålls till sitt nominella belopp, inte för att den som konstruktion skulle vara bättre än den föreslagna skatten baserad på markvärdena, utan därför att det innebär att skatten gradvis kommer att avveckla sig själv i takt med att inflationen urholkar den.

Det tredje alternativet är den föreslagna formen av skatt. Utredningen har övetrygande visat att, om vattenkraften bestående skall beskattas, är detta det effektivaste sättet. Detta förutsätter emellertid att man utvecklar bättre principer för markvärderingen än idag. Innan man övergår till den nya formen av skatt måste vidare en ny taxering ha .orts, eftersom den nuvarande inte är .ord med tanke på att den skall ligga till grund för beskattning. Om den nya beskattningen skall träda i kraft före 1994, när nästa taxering sker, måste det finnas möjlighet för ägare till vattenkraftverk att besvära sig över det taxeringsvärde som åsattes vid 1988 års taxering.

SOU 1991:8 Särskilda yttranden 189 2. Av experten Dick Kling

Utredningen föreslår att den nuvarande kWh-skatten ersätts av en fastighetsskatt baserad på markvärdena enligt nu gällande principer för beskattning. Förslaget skall ses mot bakgrund av att det uppfattats som en budgetrestriktion på utredningen att inte överväga ett avskaffande av den nuvarande skatten på vattenkraft. Jag stöder utredningens förslag under förutsättning att budgetrestriktionen är bindande.

Utredaren fastslår som sin principiella uppfattning att det under nuvarande omständigheter av rättvise- och fördelningsskäl är svårt att motivera en särskild beskattning av vattenkraftproduktionen. Jag vill gå ett steg längre. Rättvise- och fördelningsskäl talar mot en särskild beskattning av vattenkraftproduktion.

Utredningen har på ett övertygande sätt visat att det är en missupp- fattning att det existerar extrema vinster inom vattenkraftproduktionen. Den skatt som utredningen föreslår kommer - vilket visas i utredningen - att tas ut på en tillgång oavsett om den motsvaras av en lika stor skuld. Ekvivalent beskattas lägesräntan även om den motsvaras av lika stora kostnader. Ett företag kan alltså i princip bli skattskyldigt för värdet på en tillgång även om denna inte genererar någon vinst.

Det kan också konstateras att lägesräntan måste beskattas med mellan 66 % och 50 % (beroende på vilket antagande som görs om realt avkastningskrav) för att den föreslagna skatten skall ge samma skatteintäkter som den nuvarande kWh-skatten. Detta är en unikt hög beskattning av avkastningen av en tillgång.

Mot denna bakgrund anser jag att ett avskaffande av den särskilda skatten på vattenkraft bör övervägas. Om detta av budgetskäl inte anses möjligt bör skattesatsen i den av utredningen föreslagna skatten anpassas till nivån för andra kapitalinkomstskatter. Skatten måste också vara avräkningsbar mot underlaget för vinstbeskattning. Innan den nya skatten eventuellt införs måste en ny taxering av vattenkrafttillgångar- nas markvärden utföras med hänsyn till dess ökade ekonomiska betydelse.

sou 1991:8

Rapport till utredningen om kraftföretagens vinster. Oktober 1990.

BESKATTNING AV RESURSRÄNTOR FRÅN ELKRAFTTILLGÅNGAR En teoretisk analys av motiv och samhällsekonomiska effekter

av

Stefan Lundgren

Institutet för internationell ekonomi Stockholms universitet 106 91 Stockholm

2.1. 2.2. 2.3.

3.1. 3.2. 3.3.

3.3.1. 3.3.2.

3.4.

4.1.

4.1.1. 4.1.2. 4.1.3.

4.2. 4.3. 4.4.

5.1. 5.2. 5.3. 5.4.

INNEHÅLL

Inledning

Samhällsekonomiska motiv för beskattning av krafttillgångar Det statsfinansiella motivet

Det fördelningspolitiska motivet

Avslutning

Prisbildningen på elmarknaden Marknadsformer och prisbildning Kraftsystemets marginalkostnader Prisbildningen på. elmarknaden Prisbildningen på en konkurrensmarknad Prisbildningen på en oligopolmarknad Knapphetsräntor, övervinster och jordräntor

Analys av olika skattealternativ Skatt per kWh

Effekter på kortsiktig marginalkostnad Effekter på. långsiktig marginalkostnad Övriga effekter

Skatt per kW Övervinst— samt fastighetsskatt Avslutning

Sammanfattning

Motiv för beskattning Prisbildning på elmarknaden Övervinster och jordräntor De olika skattealternativen

1. INLEDNING

Sedan 1983 utgår en särskild skatt på. produktionen i vissa vattenkraftanläggningar enligt en särskild lag om skatt på viss elektrisk kraft (SEL 1982:1201). Skatten är 2 öre per kWh i vattenkraftanläggningar som togs i drift före 1973 och 1 öre per kWh i vattenkraftanläggningar som togs i drift mellan 1973 och 1977. Vattenkrafttillgångar som tagits i drift senare än 1977, och därmed också nytillkommande vattenkraftproduktion, beskattas ej. Skälet är att överskotten i nyligen uppförda vattenkraftstationer är små, samt att man inte vill försvåra nyinvesteringar i vattenkraft. Inte heller beskattas produktion som härrör från ökningar av installerad generatorkapacitet i äldre vattenkraftanläggningar. Administrationen av skatten underlättades genom att anläggningar med en installerad generatoreffekt lägre än 100 kW undantogs från skatten, vilket begränsade antalet skattskyldiga.

Skatten motiverades främst av statsfinansiella skäl. På sikt torde eltariffens nivå bestämmas av kraftsystemets långsiktiga marginalkostnad, det vill säga under den aktuella perioden produktionskostnaden för kärnkraft. Därigenom uppkommer det — hävdade man — stora överskott i företag som producerar vattenkraft, framför allt om produktionen till stor del sker i äldre anläggningar. Det ansågs därför "angeläget att de betydande ekonomiska fördelar som erhålls vid elproduktion i vattenkraftstationer i större utsträckning kommer samhället till del med hänsyn till önskvärdheten av att förstärka budgeten ..." (prop 1982/83:50 sid 15—16).

Vattenkraftskatten infördes trots att Energiskattekommittén ställde sig mycket tveksam till en övervinstskatt på vattenkraft och avstod från att framföra något förslag.1 Man pekade på de betydande svårigheter som ligger i att entydigt definiera begreppet "övervinst". Det är därför svårt att direkt beskatta sådana övervinster och i praktiken måste skatten läggas på storheter som endast indirekt är kopplade till eventuella övervinster, till exempel kraftföretagens produktion, redovisade vinst eller värdet hos vissa av företagens tillgångar.

Statens energiverk lät 1988 utvärdera vattenkraftskatten.2 Man fann att den endast marginellt påverkat företagens Operativa drift. Det var främst under det första året efter

1 "Skatt på energi", betänkande av energiskattekommittén, SOU 1982:16—17. ? "Vattenkraftskatt i Sverige. En analys med inriktning på kärnkraftsawecklingen" av Thomas Hartman och Ted Lindblom, Statens energiverk, underlag för energiprognoser, sep 1988.

skattens införande som kraftföretagen uppgav att de avstått från egen vattenkraftproduktion och istället importerat kraft när importpriset var lägre än skatten, vilket ur samhällsekonomisk synpunkt var en förlustaffär eftersom produktionskostnaden för vattenkraft varit mycket låg vid dessa tillfällen. Efter hot om importavgift lär dock detta ha upphört. Huruvida kraftföretagen avstår från export av kraft när exportpriset är lägre än skatten framgår dock inte av utvärderingen. Företagens investeringsverksamhet tycks inte nämnvärt ha påverkats av skatten, trots att utvärderarna fann en större osäkerhet hos kraftföretagens beslutsfattare inför nysatsningar. Vidare konstaterade de att skatten, som väntat, inte direkt har träffat s k övervinster, utan snarare att mindre lönsamma företag drabbats hårdare än mer lönsamma företag.

Frågan om beskattning av äldre krafttillgångar har återigen aktualiserats, eftersom förbudet mot ny kärnkraft och den föreslagna avvecklingen av befintliga kärnkraftsanläggninger förväntas leda till en avsevärt högre långsiktig marginalkostnad för kraftsystemet. När eltariffen anpassats till denna nivå kan överskott uppstå i såväl gamla vattenkraftanläggningar som i befintlig kärnkraftskapacitet. Finansdepartementet har därför tillsatt utredningen om kraftföretagens vinster för att bland annat pröva en eventuell utvidgning av nuvarande skatt på äldre krafttillgångar. Man har angivit två huvudskäl för en fortsatt, och eventuellt utvidgad skatt, på gammal kraft. Dels anförs det tidigare statsfinansiella skälet. Skatten anses ge begränsade samhällsekonomiska störningar och utgör därför en attraktiv finansieringskälla för staten. Det statsfinansiella motivet kompletteras i utredningsdirektiven med ett fördelningspolitiskt motiv: Omställningen av energiförsörjningssystemet, det vill säga kärnkraftsawecklingen, innebär kostnader för företag och hushåll och det kan uppfattas som oskäligt att kraftproducenter då skall göra stora vinster just som en följd av denna omställning.

Syftet med föreliggande rapport är att diskutera vilka eventuella samhällsekonomiska motiv som kan anföras för en skatt på äldre krafttillgångar samt att principiellt analysera en sådan beskattnings samhällsekonomiska konsekvenser. Eftersom de senare beror på hur skatten konkret utformas analyseras fyra alternativ: en skatt per producerad kWh, en skatt på installerad effekt, en skatt på krafttillgångarnas marknadSVärde ("fastighetsskatt") samt en övervinstskatt.

I avsnitt 2 diskuteras olika motiv för skatt på äldre krafttillgångar. Prisbildningen på elmarknaden och innebörden av s k övervinster behandlas i avsnitt 3. De fyra ovan nämnda skattealternativen analyseras i avsnitt 4 och rapporten sammanfattas slutligen i avsnitt 5.

2. SAMHÄLLSEKONOMISKA MOTIV FÖR BESKATTNING AV KRAFTTILLGÅNGAR

Tre samhällsekonomiska skäl kan anföras som motiv för en skatt. Det första är givetvis det statsfinansiella skälet. Stat och kommun måste generera tillräckligt mycket skatteintäkter för att finansiera sina aktiviteter och vidmakthålla samhällsekonomisk balans. Ett annat skäl är fördelningspolitiskt. Syftet med beskattningen är då inte att erhålla skatteintäkter utan att omfördela inkomster mellan olika grupper i ekonomin. Slutligen finns allokeringspolitiska skäl, det vill säga skatter som införs för att förbättra effektiviteten i ekonomins resursallokering. Allokeringspolitiskt motiverade skatter har sin grund i marknadsmisslyckanden. Ett vanligt exempel är korrektiv beskattning av negativa externa effekter. Dessa skatter syftar inte primärt till att generera skatteintäkter, utan till att påverka resursallokeringen i en samhällsekonomiskt önskvärd riktning, exempelvis mindre negativa externa effekter.

Allokeringspolitiska skäl är inte relevanta för beskattningen av krafttillgångar, utan de skäl som kan finnas, och som anförts, är dels statsfinansiella, dels fördelningspolitiska. Det statsfinansiella motivet är helt enkelt att en skatt på äldre krafttillgångar genererar skatteintäkter till en lägre samhällsekonomisk kostnad än andra skattekällor. Därför bör denna skattebas utnyttjas. Det fördelningspolitiska motivet refererades i inledningsavsnittet: Man önskar omfördela "oskäliga" vinster i kraftföretagen till övriga skattebetalare. Nedan diskuteras dessa två motiv mer ingående.

2.1. Det statsfinansiella motivet.

Skatter medför i allmänhet samhällsekonomiska kostnader, dels i form av direkta uppbördskostnader, det vill säga kostnader för insamling och kontroll av uppbörden, dels i form av s k effektivitetskostnader. De senare är mindre uppenbara än uppbördskostnaderna, men inte desto mindre är de reella samhällsekonomiska kostnader. Effektivitetskostnadens innebörd kan schematiskt illustreras med hjälp av en enkel utbuds— och efterfrågefigur.

FIG. 1

En skatt leder till en skillnad mellan det pris en köpare av en vara eller tjänst betalar och det pris säljaren erhåller. Effektivitetskostnader uppstår när skillnaden mellan köparnas pris och säljarnas pris, det vill säga skattekilen, ändrar jämviktskvantiteten på marknaden jämfört med situationen utan skatt. Utan skatt blir marknadsjämvikten

(p0,q0). En skatt med t kronor per enhet leder till en ny marknadsjämvikt vid

kvantiteten ql. På grund av skatten är nu konsumentpriset p]; och producentpriset på) och skillnaden mellan de två är lika med skattesatsen. Ett högre konsumentpris efter skatt medför en lägre efterfrågad kvantitet och ett lägre producentpris efter skatt ett minskat utbud. Slutresultatet blir en mindre producerad kvantitet. Det är denna produktionsminskning som utgör den samhällsekonomiska effektivitetskostnaden för skatten. Produktionsminskningen är en samhällsekonomisk förlust därför att konsumenternas värdering av varan, det vill säga konsumentpriset, är högre än den samhällsekonomiska kostnaden för att producera den, nämligen producentpriset. Skattens effektivitetskostnad är därför lika med produktionsminskningen värderad till skillnaden mellan konsumenternas betalningsvilja och producenternas marginalkostnad, det vill säga lika med den skuggade ytan i figur 1.3

För ett givet behov av skatteintäkter bör strävan vara att utforma skattesystemet så att de totala finansieringskostnaderna, det vill säga summan av uppbörds— och effektivitetskostnader, blir så små som möjligt. Det statsfinansiella motivet för en skatt på krafttillgångar skulle vara att den har låga finansieringskostnader, framförallt då låga effektivitetskostnader, i jämförelse med andra skattekällor. Låt oss nu närmare granska om, och i så fall varför, det skulle kunna vara fallet.

Till att börja med kan man konstatera att en skatt på en vara eller en produktionsfaktor vars utbud är fullständigt prisokänsligt inte ger upphov till några effektivitetskostnader alls. Eftersom utbudet är konstant ändras inte jämviktskvantiteten på marknaden. Skattens enda effekt är att minska säljarens pris med skattens belopp. Detta illustreras i figur 2. Utbudet är qo oavsett priset, medan efterfrågan ges av efterfrågekurvan. Utan skatt är jämviktspriset po. Om nu en skatt t införs måste skillnaden mellan köparens pris och säljarens pris vara just t. Marknaden kan absorbera den utbjudna kvantiteten endast om konsumentpriset förblir lika med po. Hela skatten övervältras således på

säljaren vars pris efter skatt blir p1 = p — t. FIG. 2

Det är denna stiliserade situation som torde ligga bakom föreställningen att en skatt på befintliga krafttillgångar har små effektivitetskostnader. En vertikal utbudskurva som den i figur 2 kan tänkas illustrera situationen för ett företag som endast producerar

3 Begreppet effektivitetskostnad har här illustrerats med hjälp av en skatt per producerad enhet, men resonemanget är tillämpligt på alla slags skatter. När en skatt leder till att den producerade kvantiteten på en marknad ändras medför det en effektivitetskostnad.

vattenkraft. Företagets vattenkraftkapacitet har inte någon alternativ användning, utan företaget kommer att utnyttja den för att producera elkraft sålänge som marknadspriset är högre än vattenkraftens driftskostnad. Eftersom den senare är nästan noll kommer företaget att utnyttja hela sin kapacitet och bjuda ut produktionen till försäljning så länge som priset är större än noll. Företagets utbud är således helt prisokänsligt. Samma situation gäller rimligen för alla vattenkraftföretag, så marknadens utbud är också helt prisokänsligt. En skatt på befintliga vattenkrafttillgångar leder därför inte till några effektivitetskostnader alls. Vattenkraftföretagen kommer att fortsätta att utnyttja hela sin kapacitet så länge priset efter skatt är högre än driftskostnaden. Enda effekten blir, som i figur 2, att företagens pris efter skatt, och därmed deras intäkter, minskar med skattebeloppet. Avsaknaden av effektivitetskostnader förefaller göra vattenkraften till en attraktiv skattekälla, förutsatt att uppbördskostnaderna är rimliga. Resonemanget är naturligtvis inte på något sätt unikt för vattenkrafttillgångar. Det gäller för alla slags investeringar som, när de väl är genomförda, saknar alternativ användning. Sådana irreversibla investeringar karaktäriseras av att investeringskostnaden, och därmed kapitalkostnaden, är sänkta, historiska kostnader när investeringen väl är genomförd. Sänkta kostnader påverkar inte företagets operativa beslut i den befintliga anläggningen. Företaget kommer alltid att ha incitament att producera så länge man erhåller ett positivt täckningsbidrag, 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 täckningsbidraget är lägre än 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 somi princip motsvarar det förväntade värdet av framtida täckningsbidrag efter skatt. Skatten innebär således en avtappning av företagets egna kapital. I värsta fall måste rekonstruktionen ske genom att företaget försätts i konkurs och skatten kommer då också att betalas av företagets kreditgivare. Även om skatten inte har några effektivitetskostnader i den meningen att omfattningen av elproduktionen påverkas, så är det faktum att skatten införs när investeringen redan gjorts, och företagets ägare och kreditgivare därmed gjort sina åtaganden, en form av retroaktiv beskattning. Det är 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, 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 den, vilket betyder att skatten trots allt kan leda till effektivitetskostnader i form av lägre investeringsincitament. Om irreversibla investeringar beskattas i efterhand på något håll i ekonomin kan man befara att det negativt påverkar incitamenten för att ta irreversibla och långsiktiga investeringsbeslut.

Företagens uppfattning om vad det exakt är som beskattas är 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. 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 kapacitet vars 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 på investeringsincitament och därmed till effektivitetskostnader av sedvanligt slag.

Nu kan man eventuellt hävda att dessa trovärdighetsproblem är mindre framträdande just för vattenkraftkapacitet. Vattenkraften är mer eller mindre fullt utbyggd och eventuella negativa effekter på incitamenten för nya vattenkraftinvesteringar kan därför vara av mindre betydelse. Problemet är att effekterna på investeringsincitamenten inte avgränsas till just den kapacitet som beskattas, utan de kan i princip uppstå för alla 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 skapa om en skatt på befintlig kapacitet införs i samband med att någon form av "extraordinära vinster eller intäkter" uppkommit, till exempel genom en oväntad prishöjning på den vara som produceras. Om företagen bedömer det som osannolikt att liknande "extraordinära inkomster" ska uppstå även för nytillskott i kapaciteten, ökar trovärdigheten för att skatten verkligen bara gäller befintlig kapacitet, vilket skulle minska de negativa effekterna på investeringsincitamenten.

Sammanfattningsvis; en skatt på befintlig kraftkapacitet har låga effektivitetskostnader bara om det är trovärdigt att den uteslutande gäller en vid en viss tidpunkt befintlig kraftkapacitet. Även om effektivitetskostnaderna i så fall inte är obefintliga, som i det stiliserade exemplet i figur 2, torde de ändå vara begränsade eftersom utbudet från en befintlig kapacitet är mycket prisokänsligt. Vilka dessa effektivitetskostnader är diskuteras närmare i avsnitt 4 i samband med att ett antal konkreta skattealternativ analyseras.

2.2. Det fördelningspolitiska motivet.

Utgångspunkten för en skatt på befintliga krafttillgångar bör vara att någon form av "extraordinära vinster eller intäkter" uppstått. Annars skulle en sådan skatt, på grund av sin retroaktivitet, säkerligen uppfattas som orättfärdig. Företag genomför en investering när nuvärdet av täckningsbidragen över investeringens livslängd är lika med investeringskostnaden. Om en skatt oväntat införs när den irreversibla investeringen väl är genomförd, utan att någon form av "extraordinär inkomst" föreligger, kommer företaget inte att kunna betala sina kapitalkostnader, utan måste rekonstrueras finansiellt. Värdet av investeringen måste skrivas ned, i princip till nuvärdet av täckningsbidragen med skatten avräknad, till exempel genom att företaget försätts i konkurs och tillgångarna avyttras. I det rekonstruerade företaget kommer kapitalkostnaderna att vara så pass mycket lägre att företaget kan överleva finansiellt givet skatten på den befintliga kapaciteten. I detta fall innebär skatten helt enkelt en transferering från &nansiärerna av den ursprungliga investeringen till skattebetalarna.

Om nu förbudet mot ny kärnkraft och kärnkraftsawecklingen är händelser som lett till, eller kommer att leda till, "extraordinära inkomster" hos kraftföretagen så är frågan varför det skulle vara fördelningspolitiskt motiverat att beskatta dem. I en föränderlig ekonomi, karaktäriserad av en inte obetydlig osäkerhet om exempelvis framtida priser kommer det alltid att uppstå detta slag av "extraordinära vinster" (och "extraordinära förluster"). Men det förekommer inte några försök att systematiskt beskatta dessa och man kan fråga sig varför det skulle vara motiverat att välja ut just kraftföretagen som måltavla för en sådan beskattning.

Ett argument kan vara att kraftföretagens "extraordinära vinster" är osedvanligt stora. Så kan i och för sig vara fallet, men en dominerande del av kraftproduktionen sker ändåi företag som är statligt eller kommunalt ägda. Vinsterna kommer därför skattebetalarna till del även utan beskattning. Ett annat skäl kan vara att de "extraordinära vinsterna" är en följd av politiska beslut, som innebär kostnader för hushåll och andra företag än

kraftföretag, och att det därför är skäligt att beskatta kraftföretagen. Återigen kan man invända att en betydande del av dessa vinster tillfaller stat och kommun, varför beskattning förefaller vara en omväg. Men bedömer man det som angeläget att komma åt de privata kraftföretagens "extraordinära vinster" kan en skatt möjligen vara motiverad.

Man kan också fråga sig om det verkligen änns "extraordinära vinster" hos kraftföretagen. För en stor del av befintlig vattenkraft kan man säkerligen argumentera för att så är fallet, särskilt som så ansågs vara fallet redan när eltariffen anpassades till kärnkraftens långsiktiga marginalkostnad. Men argumentet är inte lika övertygande för kärnkraften. En avsevärd del av den idag befintliga kärnkraften färdigställdes när det stod klart att det skulle bli ett förbud mot ytterligare kärnkraftsinvesteringar. Framtida baskraftinvesteringar skulle därför medföra en elprisnivå som var högre än produktionskostnaden för kärnkraft. Det förefaller inte helt orimligt att kraftföretagen beaktade detta i sina investeringskalkyler och föredrog att bygga en överkapacitet i baskraft under första hälften av åttiotalet, i stället för att riskera att inte alls få bygga kärnkraftverken om man sköt upp investeringarna. De initiala förluster som överkapaciteten skulle leda till genom låga elpriser skulle kompenseras av högre elpriser under nittiotalet när ny baskraft måste byggas. Med andra ord, högre elpriser under nittiotalet innebär i detta fall inte några "extraordinära vinster" för de kraftföretag som äger kärnkraft, utan är tvärtom nödvändiga för att täcka kärnkraftens initiala förluster.

Det är inte heller självklart att kraftföretagen gör stora vinster till följd av kraftsystemets omställning, medan andra företag och hushåll drabbas av kostnader. De senares kostnader beror framförallt på att elpriserna stiger, vilket främst beror på förbudet mot nya kärnkraftsinvesteringar som tvingar fram dyrare alternativ. En förtida avveckling av kärnkraft innebär däremot kostnader genom att ekonomins kapitalstock skrivs av onödigt snabbt. Det är idag inte klart att kraftföretagen skulle gå skadelösa från den senare kostnaden. En skatt på befintlig kärnkraftskapacitet skulle då på sätt och vis innebära dubbel börda för kärnkraftsägande kraftföretag.

Till detta kommer problemet att eventuella "extraordinära vinster" redan kan ha kapitaliserats genom att krafttillgångar överlåtits. Dessa vinster är då inte längre tillgängliga för beskattning inom kraftsektorn, utan en skatt skulle komma att bäras av den överlåtna krafttillgångens nya ägare och deras medfinansiärer.

Sammanfattningsvis förefaller det fördelningspolitiska motivet föga övertygande. Med tanke på att en stor andel av kraftproduktionen är statligt eller kommunalt ägd innebär beskattning främst en transferering inom den offentliga budgeten. Det finns också

anledning att sätta frågetecken för i vilken utsträckning det verkligen uppkommer "extraordinära vinster" för befintlig kärnkraftskapacitet. Dessutom kan eventuella sådana vinster redan ha kapitaliserats.

2.3. Avslutning.

Det finns knappast några starka samhällsekonomiska skäl för att beskatta vissa befintliga krafttillgångar. Det kan vara en billig, om än begränsad, skattekälla om det kan göras trovärdigt att skatten verkligen är en engångsföreteelse. Vår erfarenhet av denna typ av skatt är begränsad, så det är svårt att bedöma hur sannolikt det kan vara att skatten verkligen skulle uppfattas som en engångsföreteelse. Men skatt på vattenkraft har införts en gång och nu diskuteras en eventuell utvidgning. Skatter av liknande karaktär har lagts på pensionskapital och hyresfastigheter. Man kan befara att investerare räknar med möjligheten av liknande skatter ocksåi framtiden och då medför en skatt på vissa krafttillgångar effektivitetskostnader genom sin negativa effekt på incitamenten för irreversibla och långsiktiga investeringar.

För att säga något mer bestämt om det eventuella värdet av en skatt på vissa krafttillgångar måste man närmare granska de samhällsekonomiska effekterna av konkreta alternativ för skattens utformning. De samhällsekonomiska konsekvenserna beror först och främst på hur kraftpriser och producerad kvantitet på elmarknaden påverkas av skatten. Därför har prisbildningen på elmarknaden en framträdande roll i analysen, vilket motiverar en närmare diskussion av denna i nästa avsnitt, innan effekterna av olika skattealternativ tas upp till behandling i avsnitt 4. Diskussionen av prisbildningen ger också underlag för en precisering av begreppet "extraordinär vinst".

3. PRISBILDNINGEN PÅ ELMARKNADEN

3.1. Marknadsformer och prisbildning.

Idag finns ett drygt tiotal större företag som producerar och levererar råkraft till landets ca 350 elverk med områdeskoncessioner runt om i landet samt till större industrikunder. Störst är Vattenfall med drygt 50% av marknaden. Därnäst kommer Sydkraft med en marknadsandel runt 10% samt en handfull företag med marknadsandelar runt 5% eller mindre. Dessutom finns ett betydande antal mycket små producenter. Elmarknaden är således starkt koncentrerad och en tänkbar hypotes är att prisbildningen fungerar som på en oligopolmarknad. Det är också det ena av de två huvudalternativ som används nedan för att beskriva prisbildningen på elmarknaden.

Det andra huvudalternativet är att elpriset bestäms som på en väl fungerande konkurrensmarknad. Det finns åtminstone två motiv för att beakta detta alternativ. Det ena är det välkända faktum att en väl fungerande konkurrensmarknad leder till ett - samhällsekonomiskt effektivt utfall i form av pris och producerad kvantitet på marknaden. Konkurrensmodellen är därför intressant som ett referensfall mot vilket man kan ställa andra tänkbara utfall på elmarknaden. Det andra motivet för konkurrensmodellen ligger i det faktum att den dominerande producenten — Vattenfall — är ett affärsdrivande verk, som ofta anses vara prisledande på marknaden. I den mån Vattenfall vägleds av samhällsekonomiska prissättningsprinciper, och verkligen är prisledande, kommer det att medverka till ett utfall på elmarknaden som ligger nära en väl fungerande konkurrensmarknad.

Det finns i det här sammanhanget ingen anledning att försöka avgöra vilken av de två prisbildningshypoteserna som kan vara mest relevant för elmarknaden. Konsekvenserna av en beskattning av krafttillgångar är i många avseenden desamma oavsett hur prisbildningen fungerar. I enskildheter kan de dock skilja sig åt, särskilt gäller det beskattningens eventuella priseffekter, varför det är motiverat att explicit beakta bägge hypoteserna i analysen av beskattningens samhällsekonomiska konsekvenser.

På en väl fungerande konkurrensmarknad är priset lika med marginalkostnaden. Företagen uppfattar priset som bestämt av marknaden och det är lönsamt för dem att öka sin produktion till dess att marginalkostnaden är lika med marknadspriset. Sådana priser leder till en effektiv allokering i den meningen att marknaden tillförs precis så mycket produktiva resurser som den är beredd att betala för. Det är just detta effektivitetsskäl som är motivet för att rekommendera marginalkostnadsprissättning för

offentliga företag med ett betydande marknadsinHytande.

Prisbildningen på en oligopolmarknad är inte lika enkel att få grepp om. Man kan tänka sig åtminstone två typer av konkurrensinteraktion. Den ena är en aggressiv priskonkurrens. En sådan förutsätter att företagen har en flexibel prissättning och snabbt kan ändra sina priser för att reagera på konkurrenternas prissättning. Aggressiv priskonkurrens leder till samma utfall som på en väl fungerande konkurrensmarknad — marginalkostnadsprissättning — även om antalet företag är mycket litet. Om ett företag sätter sitt pris högre än konkurrenternas marginalkostnad kan dessa nämligen ta marknadsandelar från företaget genom att erbjuda ett pris som ligger mellan företagets och den egna marginalkostnaden. Marknadsjämvikt med stabila marknadsandelar förutsätter att det inte finns några sådana incitament till priskrig, vilket i sin tur innebär att marknadspriserna måste vara lika med marginalkostnaderna. Den fleidbla prissättning som denna konkurrens förutsätter är dock inte särskilt relevant för elmarknaden, som kännetecknas av mycket kapitaltunga och långsiktiga investeringar. För att genomföra dem med ett rimligt mått av risktagande kan kraftföretagen inte ha alltför stor osäkerhet om framtida marknadsandelar och priser, vilket ger dem incitament att långsiktigt knyta till sig kunder och erbjuda långsiktiga priskontrakt. Därför är det mer rimligt att tänka sig att kraftföretagen konkurrerar med produktionsvolymer eller kapaciteter. Givet vad ett kraftföretag tror om konkurrenternas långsiktiga produktionsplaner, satsar det på den kapacitet och produktion som det bedömer vara bäst för det egna företaget. Sådan kvantitets— eller kapacitetskonkurrens leder till priser som är högre än marginalkostnaderna. Det är nämligen inte lönsamt att bygga ut sin produktionskapacitet så mycket att marknadspriset drivs ner till marginalkostnaden, utan man strävar efter att producera en sådan volym att marginalkostnaden för ny kraft är lika med företagets marginalintäkt för denna. Situationen för ett oligopolföretag illustreras i figur 3.

FIG. 3

Efterfrågekurvan visar till vilket pris företaget kan avsätta olika volymer, givet dess förväntningar om vad övriga företag producerar. Ju mindre företaget producerar desto högre tenderar det att driva upp marknadspriset. Omvänt gäller givetvis att företaget tenderar att driva ner marknadspriset för sig självt och för sina konkurrenter ju mer det producerar. Det betyder i sin tur att marginalintäkten från en produktionsökning är lägre än priset, vilket i Eguren illustreras av den till efterfrågekurvan hörande marginalintäktskurvan. Företagets vinst blir störst om företaget anpassar sin produktion så att marginalintäkten är lika med marginalkostnaden, det vill säga kvantiteten q* i figur 3. Eftersom marginalintäkten är lägre än priset kan vinstmaximeringsvillkoret

alternativt uttryckas som att produktionsvolymen ska vara sådan att priset är lika med marginalkostnaden plus ett påslag, det vill säga

(1) pris = (1 + m)-marginalkostnad

där det relativa påslaget, m, beror dels på företagets marknadsandel, dels på marknadsefterfrågans priselasticitet. Ju större marknadsandel, eller ju mindre priskänslig marknadsefterfrågan är, desto högre påslag kan man räkna med.

Påslagen på en oligopolmarknad är lägre än de skulle vara för ett monopol, vars påslag bestäms av att monopolistens marknadsandel är ett. Men man kan inte utesluta att interaktionen mellan ett antal företag leder till att de bildar en implicit kartell, som tillsammans tar ut ett mon0polpåslag och fördelar vinsten av detta genom att dela upp marknaden mellan kartellföretagen. Observera slutligen att om prisbildningen fungerar som på en perfekt konkurrensmarknad så kan det uttryckas som att prispåslagen, rn, är noll. Olika marknadsformers prisbildning kan således beskrivas med hjälp av uttryck (1), där skillnaden mellan dem kommer till uttryck i hur stora påslagen m är. De är störst på en monopolmarknad, minst på en väl fungerande konkurrensmarknad, medan en oligopolmarknad intar en mellanposition.

Vare sig prisbildningen på elmarknaden karaktäriseras av en perfekt konkurrensmarknad eller en oligopolmarknad är således kraftföretagens marginalkostnader av central betydelse för kraftpriserna. Det är därför viktigt att förstå vad som bestämmer marginalkostnaderna för ett kraftsystem.

3.2. Kraftsystemets marginalkostnader.

Elektricitet genereras i flera typer av produktionsanläggningar med olika produktionskostnader och olika kostnadsstruktur. Allmänt sett kan man säga att kostnaden för att producera en kWh i en viss typ av produktionsanläggning dels består av en energikostnad, dels av kostnaden för att tillhandahålla en kapacitet om en kW under en timme. Den förra kostnadsposten är en driftskostnad, medan den andra kan betecknas som en kapacitetskostnad. Driftskostnaden beror naturligtvis på att det åtgår resurser i form av personal och underhåll samt bränslen, eller — för vattenkraftverk — vatten, för att driva en kraftanläggning med en viss effekt under en viss tid. I ett vattenkraftverk är energikostnaden lika med värdet av det vatten som krävs för att generera en kWh. Vatten som förbrukas under en tidsperiod kan alternativt sparas till någon annan tidsperiod och alternativkostnaden för vattnet är därför lika med det

högsta värdet av en kWh som vattnet kan generera under någon annan tidsperiod. I perioder med riklig tillförsel av vatten och fyllda magasin kan vattenkraftens energikostnad bli noll. För övriga kraftslag utgörs energikostnaden till stor del av bränslekostnader.

Kapacitetskostnaden återspeglar det faktum att ytterligare kapacitet i form av installerad effekt medför investeringskostnader. För befintlig kapacitet är kapitalkostnaden en fast kostnad som är oberoende av i vilken utsträckning kapaciteten faktiskt utnyttjas. Den representerar vad det historiskt sett har kostat kraftföretaget att tillhandahålla denna kapacitet. Denna kostnad är emellertid inte relevant, vare sig ur företagsekonomisk eller samhällsekonomisk synpunkt, för att bestämma kostnaden för att utnyttja befintlig kapacitet. Eftersom elproduktionskapacitet knappast har någon alternativ användning är det alltid lönsamt att utnyttja en befintlig kapacitet sålänge intäkterna från elproduktionen gertäckning för driftskostnaderna. Om å andra sidan marknadens betalningsvilja för kraft när kapaciteten utnyttjas till fullo är större än driftskostnaden får befintlig kapacitet ett knapphetsvärde som är lika med skillnaden mellan jämviktspriset (det vill säga det pris som begränsar efterfrågan till den tillgängliga kapaciteten) och driftskostnaden. När detta knapphetsvärde blir lika med, eller större än, kapacitetskostnaden är det motiverat att utöka kapaciteten genom investeringar. Kapacitetskostnaden är således inte ett relevant begrepp för att avgöra i vilken utsträckning en befintlig kapacitet ska utnyttjas, utan ska i stället användas för att avgöra om det är ekonomiskt motiverat att investera i kapacitetstillskott.

Den kortsiktiga marginalkostnaden definieras som kostnaden för att öka produktionen med en enhet inom ramen för en given, befintlig kapacitet. För en bestämd kraftproduktionsanläggning, till exempel ett kondenskraftverk, är den kortsiktiga marginalkostnaden således lika med den rörliga driftskostnaden per producerad kWh. I ett vattenkraftverk är den kortsiktiga marginalkostnaden i en viss tidpunkt lika med vattnets alternativvärde, det vill säga det värde per kWh det kan producera om det i stället sparas till någon annan tidpunkt.

Den långsiktiga marginalkostnaden för en viss kraftproduktionsanläggning är summan av den kortsiktiga marginalkostnaden och kapacitetskostnaden. Dessa kostnadsposter utgör tillsammans kostnaden för att producera ytterligare en kWh när detta erfordrar ett kapacitetstillskott.

Knapphetsräntan för ett kraftslag definieras som skillnaden mellan priset och kraftslagets kortsiktiga marginalkostnad.

Ett kraftsystem består i allmänhet av flera olika slag av produktionsanläggningar beroende på att elefterfrågan, i meningen efterfrågan på effekt, varierar i stort sett kontinuerligt under hela året. Variabiliteten i elefterfrågan motiverar att man sätter ihop ett kraftsystem med flera olika kraftproduktionsteknologier. Kraftverk med hög kapacitetskostnad, det vill säga en hög kapitalkostnad för ny kapacitet, men som i gengäld har en låg energikostnad ska användas för att tillgodose den basefterfrågan som finns året om. Ett typexempel är kärnkraftverk. Men det vore alltför dyrt att ha så mycket kapacitet i sådana verk att de räckte till även under högbelastningsperioder. För att tillhandahålla kapacitet för sådana relativt korta perioder är det kostnadseffektivt med verk, till exempel kraftvärmeverk, med högre energikostnader, men i gengäld lägre kapacitetskostnad, som kan komplettera baskraften under perioder med högre belastning. För att ha kapacitet för toppbelastning är det i allmänhet lönsamt att investera i reservkraftanläggningar, till exempel gasturbiner, som har höga energikostnader, men i gengäld en mycket låg kapacitetskostnad.

Vad är då marginalkostnaderna på kort och lång sikt för ett kraftsystem som består av flera olika produktionsteknologier? Den kortsiktiga marginalkostnaden för respektive verk är lika med energikostnaden. För kraftsystemet som helhet bestäms den kortsiktiga marginalkostnaden av det verk som för tillfället utnyttjas på marginalen. Med en befintlig kapacitet och vid en given- tidpunkt kommer naturligtvis det verk som har den lägsta energikostnaden, det vill säga den lägsta kortsiktiga marginalkostnaden, att i första hand användas för att tillgodose den rådande elefterfrågan. Under lågbelastningsperioder kommer baskraftverkets kapacitet att vara tillräckligt stor för att täcka efterfrågan och kraftsystemets kortsiktiga marginalkostnad är lika med baskraftverkets. Under mellanbelastningsperioder måste också verk med något högre driftskostnader tas i bruk och kraftsystemets kortsiktiga marginalkostnad stiger då och blir lika med den kortsiktiga marginalkostnaden i dessa kraftverk. På motsvarande sätt blir kraftsystemets kortsiktiga marginalkostnad lika med den i toppkraftverken under högbelastningsperioderna.

De långsiktiga marginalkostnaderna för vart och ett av kraftsystemets produktionsteknologier består av den kortsiktiga marginalkostnaden plus kapacitetskostnaden. De långsiktiga marginalkostnaderna kommer att vara olika och med nödvändighet så att den är högst för toppkraftverken och lägst för baskraftverken. Detta innebär också att det inte är möjligt att precisera kraftsystemets långsiktiga marginalkostnad med mindre än att man specificerar exakt vilken kapacitetsförändring den långsiktiga marginalkostnaden ska avse. Om det är fråga om att expandera baskraftkapaciteten så är det baskraftverkets långsiktiga marginalkostnad som är det

relevanta begreppet. Om det å andra sidan är t0ppkraftkapaciteten som behöver utökas så är det den långsiktiga marginalkostnaden för dessa som är relevant. I allmänhet är det dock aktuellt att expandera flera, eller samtliga, av kraftsystemets olika kraftslag när elefterfrågan med tiden stiger. Då är det mest rimligt att definiera kraftsystemets långsiktiga marginalkostnad som ett genomsnitt av de långsiktiga marginalkostnaderna för de kraftslag som ingår i kapacitetsexpansionen. Det verkar också vara på detta senare sätt som kraftindustrin räknar fram det man kallar långsiktig marginalkostnad. Man utgår från en planerad kapacitetsutbyggnad under en viss period framåt i tiden och räknar ut genomsnittskostnaden för denna. Den kommer i princip att vara ett genomsnitt av de långsiktiga marginalkostnaderna för de kraftslag som ingår i den planerade kapacitetsutbyggnaden.

Bilden kompliceras något av förekomsten av vattenkraft. Ett renodlat vattenkraftsystem har dels en viss effektkapacitet, det vill säga den maximala sammanlagda effekt som vattenkraftstationernas turbiner har, dels en viss energikapacitet. Den senare är den maximala energi som kan produceras under ett är, vilken beror på dels vattentillrinningen, dels möjligheterna att magasinera denna. Om magasineringsmöjligheterna är mycket goda, liksom möjligheterna att reglera utflödet från vattenmagasinen, så är det i princip möjligt att fördela energikapaciteten på valfritt sätt mellan olika perioder av året. Grundregeln för en effektiv fördelning av energikapaciteten i ett energidimensionerat vattenkraftsystem är att värdet av en producerad kWh ska vara densamma i alla perioder.. Om energikapaciteten i stället fördelas så att en kWh värderas olika i skilda perioder skulle det löna sig att minska produktionen i den period där värderingen är lägst och i stället producera mer i den period där en kWh värderas högst.

I ett vattenkraftsystem är den kortsiktiga marginalkostnaden lika med vattenvärdet i olika perioder. Med goda regleringsmöjligheter i systemet är det i princip möjligt att styra den tillgängliga energikapaciteten mellan olika perioder så att värdet av en producerad kWh blir densamma i samtliga perioder. Ett energidimensionerat vattenkraftsystem med god reglerbarhet verkar alltså utjämnande på. systemets marginalkostnader. I ett faktiskt vattenkraftsystem kompliceras bilden av att effektkapaciteten kan bli bindande i högbelastningsperioder, vilket driver upp vattenvärdet i dessa perioder. I andra perioder kan vattentillrinningen vara så riklig att det inte är möjligt att magasinera allt. Då blir vattenvärdet, och därmed den kortsiktiga marginalkostnaden i denna period, noll. Även ett vattenkraftsystem kan alltså ha varierande kortsiktiga marginalkostnader över året. Men allmänt sett tenderar goda regleringsmöjligheter i ett sådant system att minska variabiliteten i marginalkostnaden.

Hur påverkas då kraftsystemets marginalkostnader av att vattenkraft och värmekraft kombineras? Vattenkraften kommer i princip att minska variabiliteten i systemets marginalkostnader. Den kommer i första hand att användas för att ersätta dyr toppkraft i värmekraftsystemet, sedan den näst dyraste värmekraften och så vidare. Med goda regleringsmöjligheter, tillräckligt stor energikapacitet, och om vattenkraftens effektkapacitet aldrig blir en bindande restriktion på produktionen i någon period, kommer vattenkraften att fördelas mellan perioderna så att den kortsiktiga marginalkostnaden blir densamma i samtliga perioder. Om den inte vore det skulle man kunna sänka produktionskostnaderna genom att öka vattenkraftproduktionen i perioder med hög kortsiktig marginalkostnad och minska den i perioder med låg marginalkostnad. I detta fall kan vattenkraften fullständigt reglera produktionen i hög— och mellanbelastningsperioder samt bidra till lågbelastningsproduktionen. I den mån årsenergiefterfrågan överstiger vattenkraftens energikapacitet behöver den endast kompletteras med baskraftverk. Men ju mindre andel av årsenergiefterfrågan som vattenkraften kan täcka desto mer av värmekraftsystemets trappstegsformade marginalkostnadskurva kommer att slå igenom i det blandade kraftsystemets marginalkostnadsstruktur. Detta illustreras i figur 4.

FIG. 4

Figuren illustrerar tre typperioder: "en lågbelastningsperiod, en mellanbelastningsperiod samt en högbelastningsperiod. Förutom vattenkraft innehåller systemet värmekraft i form av baskraft (III), till exempel kärnkraft, mellankraft (II), som kraftvärmeverk, samt toppkraft (1). Under lågbelastningsperioden, då efterfrågan är Ql' behövs endast baskraft och vattenkraft. Dessutom antas vattentillrinningen vara så riklig i denna period att vattenvärdet blir lägre än den kortsiktiga marginalkostnaden för baskraften. Den magasinerade energikapaciteten hos vattenkraften ska således fördelas mellan de två återstående perioderna. I högbelastningsperioden är vattenkraftens effektkapacitet en bindande restriktion på hur mycket vattenkraft som kan allokeras till den perioden. Marginalkostnaden bestäms av den toppkraft som behövs utöver vattenkraften för att tillgodose efterfrågan Q3. Den återstående vattenkraftenergin produceras i mellanbelastningsperioden. När den energin inte är tillräcklig i förhållande till periodens efterfrågan, som är Q2, blir det, som i figuren, nödvändigt att komplettera baskraften och vattenkraften med till exempel kraftvärmeproduktion.

Denna förenklade bild av kostnadssituationen i ett blandat kraftsystem, där vattenkraften inte dominerar, är en principskiss av kostnadssituationen i det svenska kraftsystemet. Marginalkostnadsstrukturen i figur 4 bildar också utgångspunkt för den fortsatta diskussionen av prisbildningen på elmarknaden.

3.3. Prisbildning på elmarknaden.

3.3.1. Prisbildningen på en konkurrensmarknad.

Låt oss först diskutera prisbildningen under antagandet att elmarknaden låter sig beskrivas som en konkurrensmarknad. Prisbildningen på en sådan illustreras med hjälp av figur 4. På en konkurrensmarknad är kraftföretagen villiga att sälja kraft från produktionsanläggningar vars marginalkostnad är lägre än eller lika med det rådande kraftpriset. Jämviktspriset kommer således att vara sådant att efterfrågan i perioden begränsas till utbudet från dessa produktionsanläggningar, vilket innebär att priset i respektive period är lika med kraftsystemets kortsiktiga marginalkostnad i den perioden plus en eventuell knapphetsränta. I lågbelastningsperioden är den kortsiktiga marginalkostnaden MKl' det vill säga den kortsiktiga marginalkostnaden i baskraftverket. Vid ett elpris som är lika med MK1 blir efterfrågan, och därmed produktionen, Q1 MWh. På motsvarande sätt bestäms jämviktsprisernai de två övriga perioderna. Under högbelastningsperioden blir elpriset högre än den kortsiktiga marginalkostnaden, MKB, för att begränsa efterfrågan till den befintliga kapaciteten. Det uppkommer med andra ord en knapphetsränta på toppkraftkapacitet som är lika med skillnaden mellan jämviktspriset och MK3. Prisbildningen på en väl fungerande konkurrensmarknad leder till en samhällsekonomiskt effektiv eltillförsel. Dels minimeras den totala produktionskostnaden för en given tillförselnivå, dels blir omfattningen av eltillförseln optimal. Om till exempel elpriset vore högre än marginalkostnaden för att producera el kommer kraftkonsumenterna att genomföra elbesparingar som kostar mer än kostnaden för att tillföra marknaden ytterligare en kWh el. Resultatet blir en ineffektiv elförbrukning, det vill säga i detta fall en alltför låg elanvändning. På motsvarande sätt skulle ett elpris som är lägre än marginalkostnaden leda till en alltför hög elanvändning. Endast när elpriset är lika med marginalkostnaden får man en samhällsekonomiskt korrekt avvägning mellan kostnaden för tillförsel av el å ena sidan och konsumenternas kostnader för att minska elanvändningen å den andra.

Kraftföretagets kapaciteter är förenliga med långsiktig jämvikt på kraftmarknaden när de genererar knapphetsräntor som täcker kapacitetskostnaderna. Detta illustreras i Egur 5, som i huvudsak är likadan som Egur 4. Skillnaden är att efterfrågan är något högre i respektive period samt att de knapphetsräntor som uppkommer har markerats (de streckade partierna).

Fig. 5

l lågbelastningsperioden erhåller endast vattenkraften en knapphetsränta. Den uppgår totalt till ett belopp som anges av det streckade utrymmet. Under mellanbelastningsperioden uppkommer en knapphetsränta dels på baskraften, dels på vattenkraften och mellankraften. I högbelastningsperioden, slutligen, uppstår knapphetsräntor på samtliga kraftslag.

Låt oss nu se närmare på baskraftens knapphetsräntor, som i figur 5 alltså uppkommer i mellan— och högbelastningsperioderna. Knapphetsräntan anger värdet av att kunna producera ytterligare en kWh baskraft i respektive period. För detta krävs en utökad kapacitet. En kapacitetsökning på en kW ger en merintäkt som är lika med knapphetsräntan multiplicerad med kapacitetstillskottets drifttid i respektive period. När denna merintäkt är lika stor som kapacitetskostnaden är baskraftkapaciteten optimalt dimensionerad. Är merintäkten större än kapacitetskostnaden är det lönsamt att bygga ut kapaciteten, det vill säga kapaciteten är för liten, medan den är för stor om merintäkten är mindre än kapacitetskostnaden.

Villkoret för en optimalt dimensionerad baskraftkapacitet kan också uttryckas i termer av baskraftens långsiktiga marginalkostnad. I princip är villkoret att kapaciteten är optimal när jämviktspriset är lika med den långsiktiga marginalkostnaden. Med marginalkostnadsprissättning är emellertid priset inte detsamma i alla perioder. Frågan är då vilket pris det är som ska vara lika med den långsiktiga marginalkostnaden.

Svaret framgår om vi startar med villkoret att de merintäkter ett kapacitetstillskott om en kW genererar ska vara lika med kapacitetskostnaden. Detta kan uttryckas som att

Tl-(Pl—c) + T2-(P2—c) + T3-(P3—c) = C

där Tl' T2 och T3 är baskraftens drifttid i timmar i de tre perioderna, P1, P2 och P3 är de tre periodpriserna, c är baskraftens kortsiktiga marginalkostnad per kWh och C är kapacitetskostnaden per kW och år. Summan i vänsterledet är således de merintäkter i form av knapphetsräntor som ett kapacitetstillskott kan generera. I period 1, det vill säga lågbelastningsperioden, är priset lika med den kortsiktiga marginalkostnaden. Knapphetsräntan är då noll, så detta villkor är detsamma som diskuterades ovan i anslutning till figur 5. Villkoret kan skrivas om som

T T T

1 P+ 2 P + 3 P =c+ C II+I2+I3 1 I1+I2+13 2 I1+12+13 3 I1+I2+Is

Uttrycket till höger om likhetstecknet är baskraftens långsiktiga marginalkostnad, det vill säga den kortsiktiga marginalkostnaden plus kapacitetskostnaden utslagen på baskraftens totala drifttid. Svaret på frågan vilket pris det är som ska vara lika med denna marginalkostnad är således att det ska vara ett vägt genomsnitt av jämviktspriserna i de tre perioderna. Vikterna utgörs av varje periods andel i baskraftens totala drifttid.

Samma villkor för optimalt dimensionerad kapacitet gäller naturligtvis också för de övriga kraftslagen. Huvudregeln är att en kapacitet i ett visst kraftslag är Optimal när ett vägt genomsnitt av jämviktspriserna under de perioder då kraftslaget är i drift är lika med kraftslagets långsiktiga marginalkostnad. För toppkraften, till exempel, som endast är i drift i högbelastningsperioden, blir regeln att priset i denna period ska vara lika med toppkraftens långsiktiga marginalkostnad.

Prissättning efter den kortsiktiga marginalkostnaden leder således till en effektiv elanvändning och ett effektivt utnyttjande av befintlig kapacitet i kraftsystemet. När dessutom samtliga kapaciteter är optimalt dimensionerade kommer denna prissättningsprincip att ge täckning för alla direkta kostnader för elproduktionen. De genererade knapphetsräntorna är lika med systemets kapacitetskostnader. Eftersom kapacitetskostnaderna består av kapitalkostnader för ny kapacitet innebär det att knapphetsräntorna motsvarar avskrivningar plus en avkastning på använt kapital som är lika med kalkylräntan efter vilken kapitalkostnaden har beräknats. I ett väldimensionerat kraftsystem där samtliga kapaciteter är resultatet av investeringsbeslut som baserats på en och samma kalkylränta kommer avkastningen på anläggningskapitalet således att sammanfalla med denna kalkylränta. Under perioder med överkapacitet av ett eller flera kraftslag kommer kapitalavkastningen att bli lägre än kalkylräntan, medan motsatsen blir fallet om man av någon anledning inte expanderar kapaciteten tillräckligt i takt med efterfrågan.

Ovan diskuterades konkurrensprissättning på elmarknaden inom ramen för ett stiliserat exempel med tre perioder. I verkligheten varierar elefterfrågan i stort sett kontinuerligt över året, vilket kan medföra att de relevanta kortsiktiga marginalkostnaderna också kommer att variera mycket. Till detta kommer fluktuationer på utbudssidan därför att kraftverk måste tas ur drift för underhåll och liknande och därför att tillgången till vattenkraftenergi varierar från år till år. I praktiken kommer därför marginalkostnadsprissättning att baseras på den genomsnittliga marginalkostnaden för

ett begränsat antal typperioder under året, som exempelvis dag sommartid, dag vintertid, natt vintertid etc. Det betyder att extremt höga marginalkostnader under toppbelastning inte direkt uttrycks i eltariffen och därmed inte kan medverka till att styra konsumenternas efterfrågan. Det är därför motiverat att komplettera energiavgifterna i tariffen med effektrelaterade avgiftsmoment.

3.3.2. Prisbildningen på en oligopolmarknad.

Med principerna för prisbildningen på en konkurrensmarknad klarlagda är det enkelt att modifiera dem för att ta hänsyn till inslag av oligopolprissättning. Inledningsvis konstaterade vi att prisbildningen på en oligopolmarknad skiljer sig från den som beskrivits ovan genom att oligopolföretag tar ut ett påslag på marginalkostnaden. Typsituationen för ett oligopolföretag illustreras i figur 6.

FIG. 6

Figuren visar samma kostnadssituation som i figur 5. Däremot ska efterfrågekurvan nu tolkas som företagets efterfrågan, inte marknadens. Dessutom har företagets marginalintäktskurva ritats in. Ett oligopolföretag tar hänsyn till att en produktionsökning tenderar att driva ner marknadspriset. Marginalintäkten från en sådan produktionsökning är därför lägre än priset på det sätt som illustreras i figuren. Ett företag som strävar efter största möjliga vinst kommer att producera så att marginalintäkten är lika med marginalkostnaden. Om marginalkostnaden är högre än marginalintäkten lönar det sig att minska produktionen och vice versa. Med detta beteende kommer variationerna i kraftföretagens marginalkostnader att slå igenom i prisbildningen på oligopolmarknaden. Ilågbelastningsperioden blir produktionen Q1 som avsätts till marknadspriset P1. I mellanbelastningsperioden blir produktionen Q2 och priset P2 och i högbelastningsperioden blir produktionen Q3 och marknadspriset P3.

Också på oligopolmarknaden uppstår knapphetsräntor på icke—marginella kraftkapaciteter som i princip anger värdet för företaget av att utöka dessa kapaciteter. Till skillnad mot konkurrensmarknaden har oligopolföretagens knapphetsräntor en komponent utöver differensen i rörlig driftskostnad mellan icke—marginell och marginell kraftkapacitet. Prispåslaget leder nämligen också till en ren oligopolvinst. I lågbelastningsperioden till exempel består vattenkraftens knapphetsränta dels av differensen i rörlig driftskostnad mellan vattenkraft och baskraft, dels av oligopolvinsten som beror på att priset är högre än baskraftens marginalkostnad.

På en konkurrensmarknad bestäms de långsiktiga jämviktskapaciteterna så att ett vägt genomsnitt av elpriserna i olika perioder är lika med den långsiktiga marginalkostnaden för respektive kapacitet. Motsvarande villkor på en oligopolmarknad är att ett vägt genomsnitt av marginalintäkterna i olika perioder ska vara lika med respektive kapacitets långsiktiga marginalkostnad. Om oligopolföretagens prispåslag i olika perioder är ungefär desamma innebär detta jämviktsvillkor att ett vägt genomsnitt av kraftpriserna ska vara lika med kraftslagets långsiktiga marginalkostnad plus påslaget. I långsiktig jämvikt kommer således oligopolföretagen att generera knapphetsräntor som dels täcker de olika kraftslagens kapitalkostnader, det vill säga avskrivningar plus en avkastning på insatt kapital som motsvarar kalkylräntan, dels ger kraftföretaget en ren oligopolvinst som per producerad enhet är lika med prispåslaget.

3.4. Knapphetsräntor, övervinster och jordräntor.

Begreppet knapphetsräntor har hittills använts flitigt. Dessa knapphetsräntor kan ge upphov till "extraordinära vinster" på två sätt. Det ena är att knapphetsräntorna är förknippade med förekomsten av vad man kan kalla "övervinster". Begreppet övervinst måste rimligen avse en situation med "onormalt hög vinst". En definition av begreppet övervinst förutsätter således att man kan ge en precis innebörd åt termen "normal vinst". Ett av syftena med den föregående diskussionen av kostnader och prisbildning på elmarknaden var att ge ett underlag för en sådan precisering.

En rimlig definition av "normal vinst" är att det är den vinst företaget får när avkastningen på samtliga investeringar är lika med den man förväntade sig när de genomfördes. Är den realiserade avkastningen större än den förväntade gör företaget en "övervinst" på investeringen, är den realiserade avkastningen lägre innebär det en "undervinst". En fördel med denna definition är att den motsvarar den vinst som företagen har när marknaden befinner sig i långsiktig jämvikt och inget oförutsett skett sedan investeringarna genomfördes.

På en väl fungerande konkurrensmarknad karaktäriseras långsiktig jämvikt av att priset är lika med långsiktig marginalkostnad, vilket betyder att företagens avkastning på insatt kapital är lika med det avkastningskrav 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 investeringen genomfördes. Det kan i sin tur bero på att marknadspriset blivit högre än man räknade med, eller att driftskostnaderna blivit lägre, eller att investeringens livslängd blivit längre, än man initialt räknade med. Företaget kommer helt enkelt att få en högre

avkastning på sina historiska investeringar än det avkastningskrav man ställde på dem när de genomfördes, det vill säga de knapphetsräntor som genereras är högre än de historiska kapacitetskostnaderna.

Det är viktigt att observera att övervinster förutsätter att utvecklingen inte är förväntad. Förväntade överskott mellan knapphetsräntor och historisk kapacitetskostnad kommer i 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 "extravinster" på kapacitet som byggs innan kostnadshöjningen. Men sådana "extravinster" ökar avkastningen på tidiga investeringar och det blir lönsamt att öka och tidigarelägga dessa.

Förväntade extraordinära vinster tenderar således att elimineras genom ett tillflöde av investeringskapital. Men om investeringstillfällena av 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 vattenkrafttillgångar 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. Resultatet blir i stället att värdet av den knappa tillgången — vattenkraften — ökar. Ägarna av denna knappa tillgång kan därmed tillgodogöra sig en s k jordränta som är lika med knapphetsräntan minus den historiska kapitalkostnaden. Förekomsten av jordräntor är således det andra sätt — det första var övervinster -— på vilket knapphetsräntor kan leda till extraordinära vinster.

Jordräntor uppstår inte bara p g a en fysisk knapphet på någon för investeringarna nödvändig resurs. De kan också uppkomma som en följd av ett regelrätt förbud mot en viss typ av investeringar, som exempelvis förbudet mot nyinvesteringar i kärnkraft.

I vanligt språkbruk torde begreppet övervinst ofta omfatta också det som i ekonomisk jargong kallas jordränta. Men ur principiell synpunkt är det inte riktigt samma sak. Övervinster som de definierats ovan är vinster som beror på att man dragit en vinstlott i det lotteri som investeringar ofta är. Jordräntor å andra sidan är inkomster eller vinster som beror på att man råkar äga en resurs på vilken tillgången är begränsad och som därför har ett knapphetsvärde.

Liknande definitioner kan göras för oligopolföretagen. Normal vinst är den vinst de erhåller i långsiktig jämvikt utan oförutsedda händelser, det vill säga dels en avkastning på insatt kapital som är lika med kalkylräntan, dels en ren oligopolvinst. Oligopolvinsten kan i och för sig också betraktas som en sorts övervinst som härrör från den konkurrensbegränsning som oligopol innebär. Men i detta sammanhang inkluderas denna inte i övervinstbegreppet eftersom det främst är till för att fånga in vinster som beror på att investeringskostnaden för ny kapacitet stigit över tiden. Med denna definition är övervinsten på oligopolmarknaden, liksom på konkurrensmarknaden, lika med differensen mellan den befintliga kapacitetens knapphetsränta och dess historiska anskaffningskostnad, återigen under förutsättning att denna skillnad ej var förväntad.

Ovanstående definitioner av övervinst och jordränta är principiella och avsedda som vägledning i analysen av olika beskattningsalternativ i nästa avsnitt. Beskattningen motiveras ju ytterst av föreställningen att övervinster eller jordräntor av detta slag föreligger och vi behöver då en precisering av begreppet för att kunna utröna huruvida olika skattealternativ verkligen lyckas med att faktiskt beskatta sådana överskott. Övervinstdefinitionen är —— som torde ha framgått — inte operationell i den meningen att den skulle kunna vara möjlig att utläsa från kraftföretagens resultatredovisningar. Företagens förväntningar vid olika investeringstillfällen låter sig inte observeras. Inte heller torde det vara lätt att få grepp om vilka avkastningskrav de ställer på sina investeringar. Även om dessa två problem inte stod i vägen för en operationalisering, så återstår det faktum att företagens offentliga redovisning sällan är tillräcklig för att beräkna storleken på knapphetsräntor och kapacitetskostnader. Resultat redovisas för en juridisk person, inte för enskilda krafttillgångar. Det redovisande företaget kan också bedriva annan verksamhet än kraftproduktion, vilket ytterligare begränsar möjligheterna att mäta vinsten för den senare. Till detta kommer att företagen inom ramen för vedertagna redovisningsprinciper kan tillämpa de metoder för värdering och periodisering av kostnader och intäkter som är bäst ur företagets synpunkt.

4. ANALYS AV OLIKA SKATTEALTERNATIV

Detta avsnitt innehåller en analys av fyra tänkbara utformningar av en skatt på äldre krafttillgångar. Utgångspunkten är att ny kraftproduktionskapacitet är avsevärt dyrare än baskraft från existerande kärnkraftverk. För att få rimlig lönsamhet på investeringar i ny kraftkapacitet måste priserna anpassas till de högre produktionskostnaderna, vilket kan ge upphov till betydande knapphetsräntor för idag befintliga vatten— och kärnkraftstillgångar, knapphetsräntor som eventuellt leder till övervinster och/eller jordräntor på dessa tillgångar. Syftet med en skatt på äldre krafttillgångar år att beskatta, helt eller delvis, dessa övervinster och jordräntor.

Det första alternativet är en skatt på produktionen, dvs en skatt som tas ut per producerad kWh. Idag beskattas elkraft producerad i vattenkraftanläggningar som togs i drift före 1978 på detta sätt. Analysen nedan gäller således fortsatt beskattning enligt detta alternativ, eventuellt även utvidgad till nyare vattenkrafttillgångar och till kärnkraftsanläggningar.

Ett relaterat, men till sina effekter något annorlunda, alternativ är en skatt per kW, dvs en skatt på produktionskapaciteten. För krafttillgångar som är effektdimensionerade och används till fullo blir konsekvenserna av en skatt på kW—kapaciteten i huvudsak desamma som med en skatt per producerad kWh.

Dessa två skattealternativ innebär visserligen en (indirekt) beskattning av knapphetsräntor i beskattade krafttillgångar, men dessa knapphetsräntor har inte nödvändigtvis någon anknytning till speciella överskott i form av övervinster eller jordräntor i de berörda kraftföretagen. De två återstående alternativen är mer direkt relaterade till kraftföretagens vinster: en fastighetsskatt respektive en övervinstskatt (för enkelhets skull betecknar begreppet övervinst fortsättningsvis såväl rena övervinster som jordräntor). En fastighetsskatt skulle i princip tas ut på marknadsvärdet av krafttillgångar, ett marknadsvärde som rimligen bör avspegla eventuella extraordinära rörelseöverskott. En övervinstskatt förutsätter att en "övervinst" hos kraftföretagen operationellt kan definieras och denna övervinst skulle sedan tilläggsbeskattas i förhållande till ordinarie skatt på företagens vinster.

En skatt på en producerande sektor i ekonomin påverkar först och främst marknadspris och producerad kvantitet i den sektorn. Den kan också ha betydelse för företagens interna allokering av produktionsresurser och därmed för den totala

produktionkostnaden för en given produktionsvolym. Slutligen kan den ha konsekvenser för företagens investeringar, och därmed deras kapacitetsutbyggnad och framtida produktion. Investeringarna beror på lönsamheten av en kapacitetsutbyggnad, en lönsamhet som bestäms av företagens förväntningar om framtida priser och kostnader. Skattens betydelse för företagens förväntningar om den framtida pris— och kostnadsutvecklingen avgör således i vilken utsträckning skatten får någon effekt på investeringsvolymen. Dessa tre effekter — effekten på marknadspris och produktion, på företagens interna allokering (produktionskostnader) samt på deras investeringar — avgör i sin tur skattens samhälls— och företagsekonomiska konsekvenser i övrigt, till exempel i vilken utsträckning företagens lönsamhet påverkas, vilka effekter skatten kan förväntas ha på andra delar av ekonomin, vilka och hur stora dess effektivitetskostnader är samt vilka fördelningseffekter den kan ha, det vill säga hur skattebördan fördelas.

Av föregående avsnitt framgick att kraftsystemets marginalkostnader är av strategisk betydelse för kraftföretagens prissättning. På kort sikt — inom ramen för en befintlig kapacitet — är det kraftsystemets kortsiktiga marginalkostnader som har betydelse för prisbildningen på kraftmarknaden, medan på lite längre sikt — med kraftkapaciteter som är anpassade till efterfrågeutvecklingen — är det kraftsystemets långsiktiga marginalkostnader som bestämmer nivån på marknadspriserna. Effekten av en skatt på befintliga krafttillgångar på marknadspris, och därmed producerad kvantitet, beror därför framförallt på hur den påverkar kraftföretagens kort— och långsiktiga marginalkostnader.

Eftersom kraftsystemets långsiktiga marginalkostnad för baskraft på sikt bestämmer nivån för marknadspriset på elkraft är det framförallt skattens effekt på företagens förväntningar om denna långsiktiga marginalkostnad som avgör på vilket sätt den kommer att påverka deras investeringar. Slutligen, när det gäller kraftföretagens produktionskostnader (exklusive skatt) för en given produktionsvolym beror skattens effekt främst på om den påverkar deras relativa kostnad för att utnyttja olika. kraftteknologier. Kraftföretagens produktionsplanering bygger på att de i varje period i första hand utnyttjar det kraftslag som har lägst kortsiktig marginalkostnad, därefter det med näst lägst och så vidare till dess att efterfrågan är tillgodosedd. Om skatten betyder att kraftföretagen finner sig föranlåtna att ändra kostnadsrangordningen av olika kraftslag ändras också den totala produktionskostnaden för en given kvantitet.

Kraftföretagens marginalkostnader på kort och lång sikt är således av central betydelse när skattens effekt på pris och kvantitet, på produktionskostnader och investeringar ska utvärderas. Därför koncentreras uppmärksamheten till dessa aspekter i analysen nedan. Men den behandlar också vad dessa effekter innebär för kraftföretagens vinster, vilka

effekter de kan ha för resten av ekonomin, vilka skattealternativens samhällsekonomiska effektivitetskostnader är, samt vilka deras fördelningseffekter är.

4.1. Skatt per kWh.

Det första alternativet är att skatten tas ut per producerad kWh i de kraftanläggningar som ska beskattas, det vill säga efter samma princip som för den nu befintliga beskattningen av äldre vattenkraftanläggningar. Eftersom det huvudsakligen är i de idag befintliga vatten— och kärnkraftstillgångarna som eventuella övervinster kan uppkomma utgår jag fortsättningsvis i från att skatten avgränsas till dessa tillgångar. I princip kan en sådan skatt vara olika för olika krafttillgångar, förutsatt att det till rimlig kostnad är möjligt att kontrollera hur stor produktionen är i olika anläggningar. Motivet för att differentiera skulle vara att övervinsterna skiljer sig åt mellan olika krafttillgångar. Dagens vattenkraftskatt är också differentierad. Den är 2 öre/kWh för anläggningar som togs i drift före 1973, medan den är 1 öre/kWh för anläggningar som togs i drift mellan 1973 och 1977. I samband med en eventuell utvidgning av denna skatt torde det i första hand vara aktuellt att den sätts på olika nivåer för vatten— respektive kärnkraft. En mer omfattande differentiering mellan olika kraftanläggningar torde vara administrativt krånglig och dyrbar. Huruvida en skatt per producerad kWh differentieras eller ej är emellertid av underordnad betydelse när det gäller en analys av skattens konsekvenser. I den fortsatta diskussionen antar jag därför för enkelhets skull att skatten tas ut dels på idag befintlig vattenkraft, dels på idag befintlig kärnkraft, att skatten inte är differentierad inom respektive kraftslag, men att den inte nödvändigtvis är densamma för vatten— som för kärnkraft.

En annan utgångspunkt för analysen är att skatten införs först när elprisnivån anpassats till kostnaderna för ny baskraftkapacitet. Syftet med skatten är ju att helt eller delvis beskatta knapphetsräntor till följd av just dessa högre priser.

4.1.1. Effekter på kortsiktig marginalkostnad.

En punktskatt per producerad kWh innebär att den rörliga driftskostnaden ur företagets synvinkel ökar med skattens belopp. Det kan på kort sikt slå igenom på marknadspriserna om beskattade kraftanläggningar i vissa perioder är prisbestämmande marginalkraftslag. Det kan också öka kraftföretagens produktionskostnader före skatt om skatten snedvrider företagets relativa kostnadsrangordning av sina krafttillgångar.

Med tanke på skattens syfte bör man dock undvika att sätta skatterna så att den relativa kostnadsrangordningen för olika kraftslag ändras. En sådan snedvridning innebär att den samhällsekonomiska produktionskostnaden för en given mängd elenergi kan bli högre än den skulle vara utan skatt, ett exempel på en effektivitetskostnad som skatten ger upphov till. I figur 7 illustreras detta.

FIG. 7

Figur 7a visar en stiliserad lågbelastningsperiod utan skatt per producerad kWh där ny baskraft (t ex kolkondens) är marginalkraftslag, medan gammal baskraft (kärnkraft) körs för fullt. Om nu kärnkraften beskattas så mycket att den ur företagets synpunkt får en högre kortsiktig driftskostnad än den nya baskraften blir situationen som i figur 7b. Utnyttjandet av gammal baskraft minskar, dels därför att kraftföretaget i första hand föredrar att köra ny baskraft, dels därför att efterfrågad kvantitet kan minska om skatten slår igenom på priset.4 Förutom högre produktionskostnader kan följden mycket väl bli att skatteintäkterna blir lägre än om man valt en lägre och icke snedvridande skattesats för gammal baskraft. Att sätta skattesatsen så högt att skatteintäkterna minskar samtidigt som samhällsekonomiska effektivitetskostnader uppstår är naturligtvis föga välbetänkt. Om efterfrågan är mycket prisokänslig och om det inte finns särskilt mycket ledig ny baskraftkapacitet som kan tränga ut gammal beskattad kraft är effekten på skatteintäkterna liten. Då skulle man ha den vanliga fiskala situationen att väga värdet av skatteintäkter mot den effektivitetskostnad den kan ha. Vill man dock undvika sådana effektivitetskostnader begränsas skatten för kärnkraftens del uppåt av skillnaden mellan den rörliga driftskostnaden för ny baskraft och motsvarande kostnad (före skatt) för beskattad kärnkraft.

Motsvarande resonemang är i princip också tillämpligt på beskattningen av vattenkraft, men situationen är ändå något annorlunda. Som framgick av avsnitt 3 år vattenkraftens roll i ett blandat kraftsystem att utjämna kraftsystemets 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 vattenkraften. Så länge vattenkraftskatten inte överstiger dessa vattenvärden kommer allokeringen av vattenkraft inte att påverkas, utan den enda effekten blir att vattenvärdet per kWh minskar med skattebeloppet. Se figur 8, som visar driftsituationen i en typisk mellanbelastningsperiod då kraftvärme är marginellt kraftslag.

4 I perioder med högre efterfrågebelastning, där såväl ammal som ny baskraft används till fullo, spelar inte snedvridningen i relativa kostnader nagon roll för produktionskostnaden.

FIG. 8

I uttalade lågbelastningsperioder, då vattenvärdet är nära eller lika med noll, är det emellertid oundvikligt att en vattenkraftskatt kan påverka kraftföretagens driftplanering. I sådana situationer kan företagen finna det lönsamt att importera kraft i stället för att använda egen kraft om importpriset ligger under skattebeloppet. Om de inte själva behöver kraft kan de avstå från att exportera egen kraft om exportpriset inte ger täckning för skatten. I dessa fall vore det samhällsekonomiskt lönsamt att avstå från import respektive att exportera ledig vattenkraftkapacitet. Utan skatt på vattenkraft skulle det också vara företagsekonomiskt lönsamt, men förekomsten av en skatt snedvrider produktionsplaneringen, fördyrar produktionskostnaden före skatt och ger därmed upphov till en effektivitetskostnad. Den nuvarande skatten ledde till just dessa effekter, åtminstone initialt. Efter mummel från statens sida om importavgifter på elkraft blev dock kraftföretagen mer försiktiga med att vidta anpassningsåtgärder av detta slag (åtminstone blev de mer försiktiga med att meddela omvärlden att de vidtog dem).

En skatt på vattenkraften kommer knappast att få några kortsiktiga priseffekter, utan den leder främst till lägre vattenvärden. Däremot torde en skatt på kärnkraftsanläggningar slå igenom på kraftpriserna under den tid då huvudsakligen kärnkraftkapaciteten är marginellt kraftslag under lågbelastningsperioder. Detta kommer att vara fallet så länge som efterfrågeutvecklingen och/eller kärnkraftsawecklingen inte motiverat alltför stora nyinvesteringar i ny baskraftkapacitet. Med tiden kommer emellertid den nya baskraften att också vara marginellt, och därmed prisbestämmande, kraftslag även under lågbelastningsperioder.

Sammanfattningsvis: En skatt på äldre vatten— och kärnkraft torde endast ha begränsad effekt på kraftföretagens interna allokering av sina resurser och därmed deras produktionskostnader före skatt under förutsättning att skatten på kärnkraft begränsas till högst skillnaden mellan rörlig driftskostnad i kärnkraft och ny baskraft och att skatten på vattenkraft begränsas till skillnaden mellan kärnkraftens och vattenkraftens rörliga driftskostnad. De begränsade effekter som kan uppkomma gäller ett alltför lågt utnyttjande av vattenkraft under lågbelastningsperioder då vattenvärdet är nära noll. Under en övergångsperiod då kärnkraften fortfarande är marginellt kraftslag under lågbelastning kan en beskattning av kärnkraften slå igenom på kraftpriset.

Kvalitativt är dessa effekter desamma vare sig elmarknaden karaktäriseras av oligopolprisbildning eller konkurrensprisbildning. Kvantitativt torde dock priseffekterna

skilja sig åt i de två fallen. På en konkurrensmarknad blir prisgenomslaget lika med skatten, medan det på en oligopolmarknad torde bli högre än skatten, eftersom skattens kostnadshöjande effekt förstoras av oligopolprispåslaget.

4.1.2. Effekter på långsiktig marginalkostnad.

På sikt bestäms kraftprisnivån av den långsiktiga marginalkostnaden för ny baskraft, det vill säga av summan av rörlig driftskostnad och kapacitetskostnad för denna. Eftersom skatten på äldre krafttillgångar syftar till att beskatta knapphetsräntor hos dessa ska nytillkommande baskraft ej beskattas. Därmed, kan man hävda, kommer inte skatten på äldre kraft att påverka den långsiktiga marginalkostnaden för kraftsystemet och därmed inte heller på sikt marknadspriset på elkraft. Denna situation illustreras i figur 9.

FIG. 9

Det genomsnittliga elenergipriset över året är lika med den långsiktiga marginalkostnaden för ny baskraft och baskraftkapaciteten har anpassats till efterfrågan vid det priset. Det uppstår ingen långsiktig effekt på kraftpriset utan skattens huvudsakliga effekt är att beskatta bort (helt eller delvis) knapphetsräntor i äldre vatten— och kärnkraft.5

Frånsett en eventuell effekt på företagens interna allokering av främst vattenkraft betyder i detta fall en skatt per kWh endast att kraftföretagens vinster blir lägre. Om skatten inte får någon effekt på kraftföretagens interna allokering är vinstminskningen lika med de intäkter skatten genererar. Om kraftföretagens interna allokering påverkas, med högre produktionskostnader före skatt som följd, blir vinstminskningen större än de skatteintäkter som genereras: Skatten leder då till en effektivitetskostnad. Eftersom skatten i detta fall inte har någon långsiktig effekt på marknadSpriset för elenergi leder den inte heller till någon förändring av kraftföretagens investeringar. Prisnivån ger tillräcklig lönsamhet åt investeringar och man kommer att bygga ut kapaciteten i takt med efterfrågetillväxten.

Men såsom diskuterades i avsnitt 2 kan skatten påverka företagens förväntningar om nya, liknande skatter i framtiden även om den för närvarande endast gäller äldre krafttillgångar. Förväntningar om ytterligare framtida skatter på då gammal kraft

5 Motsvarande skulle gälla vid oligopolprissättning. Priset är då lika med den långsiktiga marginalkostnaden plus ett påslag som båda är oberoende av skatten. Dess enda effekt är ett minska knapphetsräntorna företaget erhåller.

minskar investeringsincitamenten. Om kraftföretagen inte förväntar sig några nya framtida skatter är det lönsamt att investera i nya krafttillgångar när kraftpriserna stigit till en nivå som motsvarar den långsiktiga marginalkostnaden (plus eventuellt påslag) för ny baskraft. Om däremot en beskattning av äldre krafttillgångar leder till förväntningar om att liknade 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 kraftpriserna 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 stor de bedömer sannolikheten vara 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 prispremien. Också här gäller att prispåslaget torde bli större med oligopolprissättning än med konkurrensprissättning, eftersom oligopolpåslaget förstorar varje förväntad kostnadsökning.

Med förväntningar om nya pålagor i framtiden kommer en skatt på äldre krafttillgångar att leda till långsiktigt högre kraftpriser. Som framgår av figur 10 kommer skatten mer eller mindre att övervältras på kraftkonsumenterna och syftet att beskatta knapphetsräntor i äldre vatten— och kärnkraft kommer inte att uppnås. Vidare kommer troligtvis kraftföretagens nyinvesteringar att senareläggas till dess att efterfrågan ökat tillräckligt för att de ska kunna ta ut det högre priset för ny kraft.

FIG. 10

4.1.3. Övriga effekter.

Låt oss först rekapitulera slutsatserna hittills:

a) Skatten torde ha en begränsad effekt på företagens interna resursallokering, förutsatt att skattebeloppet sätts så att kostnadsrangordningen mellan beskattad kärnkraft och ny baskraft respektive mellan vattenkraft och kärnkraft inte förändras. De effekter som kan uppkomma gäller ett alltför lågt utnyttjande av vattenkraft under lågbelastningsperioder då vattenvärdet är nära noll.

b) Effekter på pris och producerad kvantitet: Under ett övergångsskede då kärnkraften

fortfarande är marginellt kraftslag kan en beskattning av kärnkraften slå igenom på kraftpriset under lågbelastningsperioder. Priseffekten blir i så fall störst vid oligopolprissättning. På sikt beror eventuella priseffekter på i vilken utsträckning skatten föder förväntningar om liknande skatter också i framtiden. Utan sådana förväntningar blir det inte någon effekt på det långsiktiga jämviktspriset och därmed inte heller någon effekt på producerad kvantitet. Om däremot sådana förväntningar väcks kommer skatten att helt eller delvis att övervältras på kraftkonsumenterna genom ett högre kraftpris. Ju starkare förväntningar om framtida skatter, och ju större inslag av oligopolprissättning, desto större blir övervältringen på kraftpriset. Högre pris innebär naturligtvis också en lägre efterfrågad kvantitet, och därmed produktion, än vad som eljest skulle ha varit fallet.

(3) Utan förväntningseffekter påverkas inte investeringarna. Med förväntningar om framtida beskattning påverkas investeringar på det sätt att de under en övergångsperiod senareläggs tills efterfrågan ökat tillräckligt mycket för att motivera en kapacitetsutbyggnad vid det högre priset.

Vad betyder nu ovanstående resultat för skattens effekter i övrigt? Jag ska här beröra fyra väsentliga aspekter: effekterna på kraftföretagens vinster, konsekvenser för ekonomin i övrigt, vilka eventuella effektivitetskostnader som uppkommer samt fördelningen av skattebördan.

Kraftföretagens vinster: På kort sikt kommer skatten huvudsakligen att leda till motsvarande lägre vinst för kraftföretagen. Under ett övergångsskede då beskattad kärnkraft fortfarande kan utgöra marginellt kraftslag kan dock en del av skatten övervältras på kraftkonsumenterna och vinsteffekten blir något lägre. På sikt beror vinsteffekten på förväntningarna om framtida skatter. Uppfattas skatten verkligen som en engångsföreteelse leder den till motsvarande lägre vinst. I den mån skatten snedvrider kraftföretagens driftplanering, 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 vinst blir i motsvarande mån mindre. I ett extremfall där kraftföretagen är helt övertygande om att också framtida kapacitetstillskott kommer att beskattas med samma skattebelopp, kommer skatten inte att ha någon effekt alls på deras vinst. Skatten övervältras fullständigt på kraftkonsumenetrna.

Konsekvenser för ekonomin i övrigt: Skatt på befintliga krafttillgångar torde inte ha någon nämnvärd betydelse för ekonomin i övrigt om kraftpriserna inte påverkas eller

priseffekterna är små. Som framgått är det främst när skatten leder till förväntningar om framtida fortsatt beskattning som priseffekter av betydelse kan uppstå. I så fall försvåras ytterligare konkurrensbetingelserna för främst elintensiv industri, som måste anpassa sig inte bara till högre elpriser som en följd av högre produktionskostnader i kraftsystemet, utan också till ytterligare högre priser på grund av skatteövervältringen.

Effektivitetskostnader: En skatt per kWh i vissa befintliga krafttillgångar leder potentiellt till två slags effektivitetskostnader. Om skatten påverkar kostnadsrangordningen mellan olika kraftslag snedvrider den kraftföretagens produktionsplanering med högre produktionskostnader som följd. Den andra typen av effektivitetskostnader uppkommer om skatten helt eller delvis övervältras på kraftpriset och detta minskar jämviktskvantiteten på marknaden. Den förra typen av effektivitetskostnad torde, med rimligt utformade skattesatser, begränsas till ett samhällsekonomiskt för lågt utnyttjande av vattenkraftproduktionen. Den senare typen av effektivitetskostnad uppstår främst om skattens engångskaraktär inte uppfattas som trovärdig. Till dessa effektivitetskostnader kan man också tillfoga att skatten kan medverka till att försvaga incitamenten till långsiktiga och irreversibla investeringar även på andra håll i ekonomin.

Fördelning av skattebördan: Denna fråga har delvis redan berörts när effekterna på kraftföretagens vinster behandlades. Om skatten inte har 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 genom högre kraftpriser desto större del av skattebördan kommer naturligtvis att bäras av dem.

4.2. Skatt per kW.

I detta fall beskattas produktionskapaciteten istället för produktionen. I likhet med en skatt per producerad kWh kan en skatt per kW differentieras mellan olika krafttillgångar, men en alltför långt driven differentiering torde ställa sig 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 rörlig driftskostnad.6 Med en skatt på produktionskapaciteten istället för 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 kraft 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 någon långsiktig effekt på marknadspriset för elkraft. Skattens enda effekt blir att överföra knapphetsräntor i äldre krafttillgångar till statskassan.

Men det är naturligtvis inte osannolikt att det faktum att man en gång börjat beskatta vissa krafttillgångar leder till förväntningar om liknade 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 på kraftkonsumenterna vilket betyder att knapphetsräntorna på äldre kraft 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.

4.3. Övervinst— samt fastighetsskatt.

En skatt per kWh eller per kW är endast indirekt relaterad till eventuella övervinster i beskattade anläggningar. Förutsatt att sådana skatter inte leder till förväntningar om att också nytillkommande anläggningar kan komma att beskattas kommer skatten att belasta beskattade kapaciteters knapphetsräntor. Det innebär inte nödvändigtvis att eventuella övervinster beskattas. Möjligheten finns att övervinster redan kapitaliserats i samband med en överlåtelse av en beskattad anläggning (innan skatten trädde i kraft eller blev känd). Det som då de facto beskattas är nuvarande ägares egna kapital, och kanske deras kreditgivare om skatten tvingar fram en finansiell rekonstruktion av

6 Ett mö "ligt 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.

företaget. Även om övervinster inte realiserats på detta sätt så kommer en produktionsrelaterad skatt inte nödvändigtvis att ha något samband med storleken på övervinsterna. För att illustrera detta kan vi tänka oss två kraftföretag som bägge har lika stor beskattad vattenkraftkapacitet och som producerar lika mycket elenergi, som de avsätter till samma marknadspris. Med en skatt per kWh eller per kW kommer de två företagen uppenbarligen att betala lika mycket i skatt. Men om nu driftskostnaderna inte är desamma kommer inte knapphetsräntorna, och därmed kanske inte heller eventuella övervinster att vara desammai de två företagen. Det ena företaget har kanske äldre anläggningar med högre underhållskostnader. Då har det inte lika stor övervinst som företaget med modernare anläggningar, men med de två skattealternativ som analyserats tidigare betalar de ändå lika mycket i skatt.

Det kan därför vara motiverat att titta närmare på skattealternativ som mer direkt är riktade mot förekomsten av just övervinster. Det alternativ som ligger närmast till hands är att försöka operationellt definiera övervinster och sedan direkt beskatta dessa. Om övervinster förekommer bör de rimligen avspegla sig i marknadsvärdet hos de tillgångar som genererar övervinsterna. Ett alternativ till en direkt övervinstskatt skulle därför kunna vara att beskatta tillgångsvärden, det vill säga någon form av fastighetsskatt. Det visar sig att dessa två skattealternativ är så lika till sin innebörd och i sina effekter att de med fördel kan avhandlas tillsammans.

Under vissa förutsättningar är dessa bägge skatteutformningar ekvivalenta. Detta låter sig enklast illustreras med hjälp av ett stiliserat exempel. Antag att en kraftanläggning genererar ett konstant överskott på x kronor per år. Marknadsvärdet för anläggningen är lika med nuvärdet av dessa överskott. Om vi för enkelhets skull antar att anläggningens återstående livslängd är mycket lång blir nuvärdet om anläggningen ej beskattas x/ä, där 5 är diskonteringsräntan. Antag vidare att av överskottet på x kronor kan y kronor betraktas som en övervinst. Om man vill att en andel av av denna övervinst ska tas in i skatt kan det åstadkommas med en övervinstskatt som är t = a-y kronor. Efter skatt

blir anläggningens marknadsvärde då p = %&'ELL

Ett annat alternativ vore att beskatta anläggningens marknadsvärde, det vill säga en form av fastighetsskatt. Om denna skatt är T procent av marknadsvärdet p blir anläggningens överskott efter skatt x —— T-p, vilket innebär att marknadspriset efter

skatt måste vara p = %. Om fastighetsskatten ska ta bort lika mycket av övervinsten som övervinstskatten, det vill säga a-y kronor, måste skattesatsen T sättas så att

=?_'_—å:g, där s=y/x. Det är lätt att övertyga sig om att i så fall inte bara skattebeloppet utan också marknadsvärdet för anläggningen blir densamma med en

fastighetsskatt som med en övervinstskatt.

Om övervinsternas andel av anläggningarnas driftsöverskott, det vill säga kvoten y/x, är densamma i alla anläggningar som beskattas så är en fastighetsskatt ekvivalent med en övervinstskatt, men om de skiljer sig åt mellan olika kraftanläggningar kommer de två skattealternativen inte att vara likvärdiga. Det beror på att övervinstskatten per definition utgår som en andel av övervinsten och därmed t ex är högre ju högre övervinsten är. Fastighetsskatten däremot utgår med en fast andel av marknadsvärdet, som beror på det totala överskottet i anläggningen, och inte hur stor del av denna som är en övervinst. Låt s* beteckna den genomsnittliga övervinstandelen. Då genererar

. *. fastighetsskatten samma aggregerade skatteintäkt som övervinstskatten om T = %???

För ett företag med ett bruttoöverskott på x kronor och en övervinstandel s blir verskottet efter fastighetskatt x(l—a-s*), medan det blir x(l—a-s) om motsvarande övervinstskatt tillämpas. Fastighetsskatten gynnar relativt sett företag med högre övervinstandelar än genomsnittet och missgynnar de med lägre. Om syftet med att beskatta äldre krafttillgångar är att dra in en viss andel av övervinsterna, så är således en direkt övervinstskatt att föredra. Motivet för att i stället använda en fastighetsskatt är att anläggningarnas marknadsvärden ur praktisk synpunkt lättare kan utgöra underlag för en beskattning därför att övervinstbegreppet är svårt att operationalisera.

Vare sig man använder en fastighetsskatt eller en övervinstskatt kommer de att åtminstone på kort sikt att minska kraftföretagens driftsöverskott. De har ingen effekt på företagens kortsiktiga marginalkostnader, det vill säga företagens kostnader för att utnyttja befintlig kapacitet. Därför uppstår inte heller någon effekt på kort sikt på priser och producerad kvantitet och inte heller påverkas företagens produktionsplanering och därmed inte deras produktionskostnader. Bägge skattealternativen motsvarar i princip rena vinstskatter och på kort sikt blir enda effekten att kraftföretagens vinster blir lägre.

De långsiktiga effekterna beror återigen på i vad mån en beskattning av beEntliga krafttillgångar leder till förväntningar om liknande skatter också i framtiden Om det uppfattas som trovärdigt att skatten är en engångsföreteelse uppstår inte heller några effekter på lång sikt vad gäller pris och producerad kvantitet, utan enda effekten är lägre vinster.

Om däremot förväntningar väcks om att också nytillkommande kapacitet kan komma att beskattas, så kommer det i princip att innebära att kraftföretagens långsiktiga marginalkostnad blir högre än den eljest skulle ha varit. Naturligtvis påverkas inte den faktiska produktionskostnaden för ny kapacitet, men en utbyggnad av kapaciteten

innebär också att kraftföretagen tar på sig den kostnad som den förväntade framtida skatten på kapaciteten innebär. Ur företagets synvinkel innebär en framtida förväntad skatt på kapaciteten en extra fast kostnad för den. Kraftföretagen kommer således att ha incitament att genomföra nyinvesteringar först när elprisnivån ger täckning för dessa förväntade skattekostnader. Resultatet blir att skatten övervältras på elpriset och att elproduktionen kommer att vara lägre än den eljest skulle ha varit. Med konkurrensprissättning övervältras hela den förväntade skatten på elkonsumenterna, medan oligopolprissättning troligen innebär att elpriset ökar med mer än den förväntade skatten. Företagens knapphetsräntor och därmed deras eventuella övervinster kommer inte att påverkas utan skattebördan läggs på elkonsumenterna. Produktionsminskningen till följd av det högre priset innebär att skatten medför en samhällsekonomisk effektivitetsförlust.

4.4. Avslutning.

Eftersom syftet med en skatt på vissa befintliga krafttillgångar är att beskatta övervinster i dessa är det mest naturliga alternativet en övervinstskatt, det vill säga en tilläggsskatt i förhållande till ordinarie skatt på företagens vinster. Under vissa förutsättningar är en "fastighetsskatt", det vill säga en skatt på krafttillgångarnas marknadsvärden, till sin innebörd ekvivalent med en övervinstskatt. Främst krävs att övervinsten som andel av totala driftsöverskotten är densamma i olika företag. Uppfattas det som trovärdigt att beskattningen verkligen är en engångsföreteelse torde dessa skatter ha begränsade samhällsekonomiska effektivitetskostnader i och med att varken kraftföretagens driftplanering eller deras prissättning torde påverkas. Skatten betyder i så fall enbart lägre knapphetsräntor och därmed, får man förmoda, mindre övervinster. Men det finns en inte obetydlig risk att skattens engångskaraktär inte kan göras trovärdig. Då. övervältras på sikt skatten helt eller delvis (vid oligopolprissättning kan kraftpriset t o m öka med mer än skatten), vilket medför en samhällsekonomisk effektivitetskostnad i form av för låg kraftproduktion. I och med att åtminstone en del av skatten övervältras på kraftkonsumenterna är det inte heller säkert att skatten leder till lägre knapphetsräntor och därmed mindre Övervinster.

Den främsta invändningen mot dessa bägge skattealternativ är dock inte principiell utan praktisk. Även om det teoretiskt går att i detta sammanhang definiera begreppet övervinster som ej förväntade överskott på gjorda investeringar så ger den definitionen inte mycket vägledning för en operationalisering. Hur ska man kunna mäta förväntade respektive oförväntade överskott? Det låter sig naturligtvis inte göras. Speciellt måste man hålla i minnet att avkastningen på en investering i princip är en slumpvariabal för

vilken vi i efterhand kan observera & utfall. Om det skulle råka vara mycket bra, t ex ett stort driftsöverskott i en anläggning, så kan man inte dra slutsatsen att det skulle vara en "övervinst". Rena jordräntor kan däremot möjligen vara något mindre besvärliga att identifiera.

Dessa praktiska invändningar mot en övervinstskatt talar för alternativet med en fastighetsskatt eftersom krafttillgångars marknadsvärden onekligen är en observerbar variabel. Återigen finns det dock ett praktiskt mätproblem. Det finns knappast någon "marknad för befintliga krafttillgångar" av den omfattningen att det skulle vara problemfritt att åsätta krafttillgångar marknadSVärden. Det skulle säkert inte vara omöjligt. Finansanalytiker torde ha en viss vana att räkna på vattenkraftanläggningar och kärnkraftsanläggningar ägs delvis av börsnoterade företag. Men det skulle troligen vara en administrativt omfattande och dyrbar uppgift att ta fram taxeringsunderlag för en fastighetsskatt. Man kan med andra ord befara att detta skattealternativ har höga uppbördskostnader.

Mot denna bakgrund framstår en skatt per kWh eller en skatt per kW som de enda praktiska alternativen om man nu vill ha en skatt på behntliga krafttillgångar. Av dessa har en skatt per kW den fördelen framför en skatt per kWh att man kan undvika effektivitetskostnader till följd av effekter på företagens produktionsplanering samt kortsiktiga priseffekter. Men återigen gäller att en sådan skatt har små effektivitetskostnader och verkligen leder till lägre knapphetsräntor i kraftföretagen endast om det kan göras troligt att införandet av skatten är en engångsföreteelse. I annat fall kommer skatten mer eller mindre att övervältras på kraftpriset och den kommer åtminstone delvis att betalas av kraftkonsumenterna snarare än av eventuella övervinster i kraftföretagen.

5. SAMMANFATTNING

Sedan 1983 utgår en särskild skatt på produktionen i vissa vattenkraftanläggningar. Skatten är 2 öre per kWh i vattenkraftanläggningar som togs i drift före 1973 och 1 öre per kWh i vattenkraftanläggningar som togs i drift mellan 1973 och 1977. Skatten är huvudsakligen statsfinansiellt motiverad och syftar till att beskatta överskott i företag som producerar vattenkraft. Frågan om beskattning av äldre krafttillgångar har återigen aktualiserats, eftersom förbudet mot ny kärnkraft och den föreslagna avvecklingen av befintliga kärnkraftsanläggninger förväntas leda till en avsevärt högre långsiktig marginalkostnad för kraftsystemet och därmed högre elpriser. Det anses kunna leda till stora överskott i äldre kraftanläggningar.

Syftet med denna rapport är att diskutera eventuella samhällsekonomiska motiv för en skatt på äldre vattenkrafttillgångar samt att principiellt analysera en sådan beskattnings samhällsekonomiska konsekvenser. Eftersom de senare beror på hur skatten konkret utformas analyseras fyra alternativ: en skatt per producerad kWh, en skatt på installerad effekt, en skatt på krafttillgångarnas marknadsvärde ("fastighetsskatt") samt en övervinstskatt.

5.1. Motiv för beskattning.

De skäl som kan finnas, och som anförts, för beskattning av krafttillgångar är dels statsfinansiella, dels fördelningspolitiska. Det statsfinansiella motivet är att en sådan skatt genererar skatteintäkter till en låg samhällsekonomisk kostnad. Det fördelningspolitiska motivet år att omfördela "oskäliga" vinster i kraftföretagen till övriga skattebetalare.

Föreställningen att en skatt på befintliga krafttillgångar har små effektivitetskostnader torde bygga på tanken att företagets utbud från dessa anläggningar är mycket prisokänsligt. En skatt på befintliga krafttillgångar leder därför knappast till några effektivitetskostnader eftersom kraftföretagen kommer att fortsätta att utnyttja sin kapacitet så länge priset efter skatt är högre än driftskostnaden. Enda effekten är att företagens pris efter skatt, och därmed deras intäkter, minskar med skattebeloppet. Det finns dock två svagheter i det resonemanget. Även om skatten inte har några effektivitetskostnader i den meningen att omfattningen av elproduktionen påverkas, så är det faktum att skatten införs när investeringen redan gjorts, och företagets ägare och kreditgivare därmed gjort sina åtaganden, en form av retroaktiv beskattning. För det andra, om irreversibla investeringar beskattas i efterhand på något håll i ekonomin kan

man befara att det negativt påverkar incitamenten för att ta irreversibla och långsiktiga investeringsbeslut. En skatt på befintlig kraftkapacitet har således låga effektivitetskostnader bara om det är trovärdigt att den uteslutande gäller en vid en viss tidpunkt befintlig kraftkapacitet.

Även om man kan påvisa att kraftföretagen gör "övervinster" förefaller det fördelningspolitiska motivet föga övertygande. Med tanke på att en stor andel av kraftproduktionen är statligt eller kommunalt ägd innebär beskattning främst en transferering inom den offentliga budgeten. För befintlig kärnkraftskapacitet finns det anledning att sätta frågetecken för i vilken utsträckning det verkligen uppkommer vad man kan kalla för övervinster. Dessutom kan eventuella övervinster redan ha kapitaliserats.

5.2. Prisbildning på elmarknaden.

Elmarknaden är starkt koncentrerad och en tänkbar hypotes är att prisbildningen fungerar som på en oligopolmarknad. Å anmra sidan är den dominerande producenten — Vattenfall — ett affärsdrivande verk, som ofta anses vara prisledande på marknaden. I den mån Vattenfall vägleds av samhällsekonomiska prissättningsprinciper kommer det att medverka till ett utfall på elmarknaden som ligger nära en väl fungerande konkurrensmarknad.

Vare sig prisbildningen på elmarknaden karaktäriseras av en perfekt konkurrensmarknad eller en oligopolmarknad är kraftföretagens marginalkostnader av central betydelse för kraftpriserna. Olika marknadsformers prisbildning kan beskrivas med hjälp av uttrycket

pris = (1 + m)-marginalkostnad där skillnaden mellan marknadsformer kommer till uttryck i hur stora påslagen m är. De är störst på en monopolmarknad, minst på en väl fungerande konkurrensmarknad, medan en oligopolmarknad intar en mellanposition.

5.3. Övervinster och jordräntor. En rimlig definition av "normal vinst" är att det är den vinst företaget får när avkastningen på samtliga investeringar är lika med den man förväntade sig när de genomfördes. Är den realiserade avkastningen större än den förväntade gör företaget en

"övervinst" på investeringen, är den realiserade avkastningen lägre innebär det en "undervinst". En fördel med denna definition är att den motsvarar den vinst som företagen har när marknaden befinner sig i långsiktig jämvikt och inget oförutsett skett sedan investeringarna genomfördes.

På en väl fungerande konkurrensmarknad karaktäriseras långsiktig jämvikt av att priset är lika med långsiktig marginalkostnad, vilket betyder att företagens avkastning på insatt kapital är lika med det avkastningskrav 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 investeringen genomfördes. Det kan i sin tur bero på att marknadspriset blivit högre än man räknade med, eller att driftskostnaderna blivit lägre, eller att investeringens livslängd blivit längre, än man initialt räknade med. Företaget kommer helt enkelt att få en högre avkastning på sina historiska investeringar än det avkastningskrav man ställde på dem när de genomfördes, det vill säga de knapphetsräntor som genereras är högre än de historiska kapacitetskostnaderna.

Det är viktigt att observera att övervinster förutsätter att utvecklingen inte är förväntad. Förväntade överskott mellan knapphetsräntor och historisk kapacitetskostnad kommer i 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 "extravinster" på kapacitet som byggs innan kostnadshöjningen. Men sådana "extravinster" ökar avkastningen på tidiga investeringar och det blir lönsamt att öka och tidigarelägga dessa.

Förväntade extraordinära vinster tenderar således att elimineras genom ett tillflöde av investeringskapital. Men om investeringstillfällena av 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 vattenkrafttillgångar 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. Resultatet blir i stället att värdet av den knappa tillgången — vattenkraften —— ökar. Ägarna av denna knappa tillgång kan därmed tillgodogöra sig en s k jordränta som är lika med knapphetsräntan minus den historiska kapitalkostnaden. Förekomsten av

jordräntor är således det andra sätt — det första var övervinster — på vilket knapphetsräntor kan leda till extraordinära vinster.

Jordräntor uppstår inte bara p g a en fysisk knapphet på någon för investeringarna nödvändig resurs. De kan också uppkomma som en följd av ett regelrätt förbud mot en viss typ av investeringar, som exempelvis förbudet mot nyinvesteringar i kärnkraft.

I vanligt språkbruk torde begreppet övervinst ofta omfatta också det som i ekonomisk jargong kallas jordränta. Men ur principiell synpunkt är det inte riktigt samma sak. Övervinster som de definierats ovan är vinster som beror på att man dragit en vinstlott i det lotteri som investeringar ofta är. Jordräntor å andra sidan är inkomster eller vinster som beror på att man råkar äga en resurs på vilken tillgången är begränsade och som därför har ett knapphetsvärde.

Liknande deönitioner kan göras för oligopolföretagen. Normal vinst är den vinst de erhåller i långsiktig jämvikt utan oförutsedda händelser, det vill säga dels en avkastning på insatt kapital som är lika med kalkylräntan, dels en ren oligopolvinst. Oligopolvinsten kan i och för sig också betraktas som en sorts övervinst som härrör från den konkurrensbegränsning som oligopol innebär. Men i detta sammanhang inkluderas denna inte i övervinstbegreppet eftersom det främst är till för att fånga in vinster som beror på att investeringskostnaden för ny kapacitet stigit över tiden.

5.4. De olika skattealternativen.

En skatt per kWh torde ha en begränsad effekt på företagens interna resursallokering, förutsatt att skattebeloppet sätts så att kostnadsrangordningen mellan beskattad kärnkraft och ny baskraft respektive mellan vattenkraft och kärnkraft inte förändras. De effekter som kan uppkomma gäller ett alltför lågt utnyttjande av vattenkraft under lågbelastningsperioder då vattenvärdet är nära noll. Under ett övergångsskede då kärnkraften fortfarande är marginellt kraftslag kan beskattning av kärnkraftsproduktionen slå igenom på kraftpriset under lågbelastningsperioder. Priseffekten blir i så fall störst vid oligopolprissättning. På sikt beror evenuella priseffekter på i vilken utsträckning skatten föder förväntningar om liknande skatter också i framtiden. Utan sådana förväntningar blir det inte någon effekt på det långsiktiga jämviktspriset och därmed inte heller någon effekt på producerad kvantitet. Om däremot sådana förväntningar väcks kommer skatten att helt eller delvis att övervältras på kraftkonsumenterna genom ett högre kraftpris. Ju starkare förväntningar om framtida skatter, och ju större inslag av oligOpolprissättning, desto större blir övervältringen på kraftpriset. Högre pris innebär naturligtvis också en lägre efterfrågad

kvantitet, och därmed produktion, än vad som eljest skulle ha varit fallet. Utan förväntningseffekter påverkas inte investeringarna. Med förväntningar om framtida beskattning påverkas investeringar på det sätt att de under en övergångsperiod senareläggs tills efterfrågan ökat tillräckligt mycket för att motivera en kapacitetsutbyggnad vid det högre priset.

På kort sikt kommer skatten huvudsakligen att leda till motsvarande lägre vinst för kraftföretagen. På sikt beror vinsteffekten på förväntningarna om frsmtida skatter. Uppfattas skatten verkligen som en engångsföreteelse leder den till motsvarande lägre vinst. Om skatten leder till förväntningar om framtida skatter kommer däremot en del av den att övervältras på kraftkonsumenterna, vilket betyder att effekten på kraftföretagens vinst blir i motsvarande mån mindre.

En skatt per kWh i vissa befintliga krafttillgångar leder potentiellt till två slags effektivitetskostnder. Om skatten påverkar kostnadsrangordningen mellan olika kraftslag snedvrider den kraftföretagens produktionsplanering med högre produktionskostnader som följd. Den andra typen av effektivitetskostnader uppkommer om skatten helt eller delvis övervältras på kraftpriset och detta minskar jämviktskvantiteten på marknaden. Den förra typen av effektivitetskostnad torde, med rimligt utformade skattesatser, begränsas till ett samhällsekonomiskt för lågt utnyttjande av vattenkraftproduktionen. Den senare typen av effektivitetskostnad uppstår främst om skattens engångskaraktär inte uppfattas som trovärdig. Till dessa effektivitetskostnader kan man också tillfoga att skatten kan medverka till att försvaga incitamenten till långsiktiga och irreversibla investeringar även på andra håll i ekonomin.

Med en skatt per kW beskattas produktionskapaciteten istället för produktionen, vilket innebär en fast kostnad för kraftföretagen. Den påverkar därför inte alls de kortsiktiga marginalkostnaderna och därmed inte heller kraftslagens rangordning efter rörlig driftskostnad. Om denna skatt på äldre kraft 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 någon långsiktig effekt på marknadspriset för elkraft. Skattens enda effekt blir att överföra knapphetsräntor i äldre krafttillgångar till statskassan.tMen beskattningen leder till förväntningar om liknade skatter också i framtiden 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 på kraftkonsumenterna vilket betyder att knapphetsräntorna på äldre kraft stannar kvar i kraftföretagen.

Vare sig man använder en fastighetsskatt eller en övervinstskatt kommer de att åtminstone på kort sikt att minska kraftföretagens driftsöverskott. De har ingen effekt på företagens kortsiktiga marginalkostnader, det vill säga företagens kostnader för att utnyttja befintlig kapacitet. Därför uppstår inte heller någon effekt på kort sikt på priser och producerad kvantitet och inte heller påverkas företagens produktionsplanering och därmed inte deras produktionskostnader. Bägge skattealternativen motsvarar i princip rena vinstskatter och på kort sikt blir enda effekten att kraftföretagens vinster blir lägre.

De långsiktiga effekterna beror återigen på i vad mån en beskattning av befintliga krafttillgångar leder till förväntningar om liknande skatter också i framtiden Om det uppfattas som trovärdigt att skatten är en engångsföreteelse uppstår inte heller några effekter på lång sikt vad gäller pris och producerad kvantitet, utan enda effekten är lägre vinster. Om däremot förväntningar väcks om att också nytillkommande kapacitet kan komma att beskattas, så kommer skatten mer eller mindre att övervältras på elpriset och elproduktionen kommer att vara lägre än den eljest skulle ha varit.

Eftersom syftet med en skatt på vissa befintliga krafttillgångar är att beskatta övervinster i dessa är det mest naturliga alternativet en övervinstskatt, det vill säga en tilläggsskatt i förhållande till ordinarie skatt på företagens vinster. Under vissa förutsättningar är en "fastighetsskatt", det vill säga en skatt på krafttillgångarnas marknadsvärden, till sin innebörd ekvivalent med en övervinstskatt. Invändningen mot dessa skattealternativ är inte principiell utan praktisk. Det är knappast möjligt att definiera begreppet övervinst operationellt och det torde vara en administrativt omfattande och dyrbar uppgift att ta fram taxeringsunderlag för en fastighetsskatt.

Mot denna bakgrund framstår en skatt per kWh eller en skatt per kW som de enda praktiska alternativen om man nu vill ha en skatt på befintliga krafttillgångar. Av dessa har en skatt per kW den fördelen framför en skatt per kWh att man kan undvika effektivitetskostnader till följd av effekter på företagens produktionsplanering samt kortsiktiga priseffekter. Men återigen gäller att en sådan skatt har små effektivitetskostnader och verkligen leder till lägre knapphetsräntor i kraftföretagen endast om det kan göras troligt att införandet av skatten är en engångsföreteelse. I annat fall kommer skatten mer eller mindre att övervältras på kraftpriset och den kommer åtminstone delvis att betalas av kraftkonsumenterna snarare än av eventuella övervinster i kraftföretagen.

pris efterfrågan

q1 qO kvantitet

Figur 1.

pris utbud

___—___..—

efterfrågan

kvantitet

Figur 2.

marginalkostna

efterfrågan

marginalintäkt

kvantitet

Figur 3.

8 H 3 1—1 :) 0 U) Figur 4. Marginal— Marginal— Marqinal— kostnad kostnad kostnad knapphetsränta l E3 1 H 20 l i." l hit ! l l ä .

lil

lågbelastningsperiod mellanbelastningsperiod högbelastningsperiod

Figur 5. Marginal— Marginal— Marginal— kostnad, kostnad, kostnad, pris pris pris

._—_—_—.—.—_—

MWh

[13 MWh

lågbelastningsperiod mellanbelastningsperiod högbelastningsperiod

Figur 6.

1. Marqinal- Marginal— Marginal— kostnad, kostnad, kostnad, pris pris

pris

vatten

3 MWh högbelastningsperiod

lågbelastningsperiod

mellanbelastningsperiod

marginalkostnad

Po efterfrågan FO kvantitet (kWh) Figur 7a. [ pris marginalkostnad P1 P0

efterfrågan

41 qO kvantitet (kWh)

Figur 7b.

pris

mar inalkostnad

efterfrågan

vattenkraftproduktion q kWh

Figur 8.

pris

långsiktig

marginalkostnad

efterfrågan

vattenkraft kärnkraft q

Figur 9.

pri

långsiktig

)____..._____

riskpremie förväntad skatt

___-[___—

marginalkostnad

PÅ?—__ skatt

efterfråg

vattenkraft kärnkraft q kWh

Figur 10.

SOU 1991:8

%

SAF-prosjekt nr. 319.

Arbeidsnotat nr. 29/90:

Noen aktuelle problemstillinger for svensk krahforsyning

av Berit Tennbakk

_

Denne serien består av foreldpige arbeider som loggen frem for diskusjon blant spuielt interesserte. Slike arbeider kan bare siteres eller refereras etter spesiell tillatelse i hvert enkelt tilfelle.

SENTER FOR ANVENDT FORSKNING NORGES HANDELSHGYSKOLE SOSIALQKONOMISK INSTITU'IT - UNIVERSITETET I OSLO Bergen 1990 ISSN 0800-6253

Forord

Dette notatet inngår som en del av utredningen "Kraftföretakens vinster", utfort for Finansdepartementet i Sverige.

I förbindelse med at startpunktet for kjemekraftavviklingen naar—mer seg, melder behovet seg for å se naermere på sider av organiseringen av kraftomsetningen i Sverige. I dette notatet har jeg på grunnlag av ekonomisk teori forsokt å sette fingeren på noen aktuelle problemstillinger, og skissere okonomiske prinsipper for en behandling og losning av problemstillingene. Det har ikke vaert et siktemål å komme frem til praktiske, konkrete losninger på problemene. Tiden har vzert for knapp til å kunne gå dypere inn i materien, f.eks. å skaffe til veie og evaluere detaljerte empiriske data.

Notatet er utarbeidet i lopet av sommeren og hosten 1990, dvs. i en periode der det hersker stor usikkerhet om utviklingen på kraftmarkedene i såvel Norden som i Europa. I EF er man inne i en prosess for å skape et integrert indre marked, men dragkampen mellom ulike interesser er ikke avsluttet, og ingen vet hvordan den fremtidige europeiske kraftomsetningen vil bli organisert; om kostnadene vil jevnes ut mellom land, om utvekslingen av kraft over landegrensene vil ske, etc. I Norge aner man nå konturene av et markedsbasert kraftomsetningssystem, men ennå er det en rekke spörsmål som ikke er avklart. Det kanskje viktigste sporsmålet for Sverige, er diskusjonen om hvordan utlandet skal representeres i de norske markedene. Samtidig har Socialdemokraterna i Sverige åpnet muligheten for en utsettelse av startpunktet for kjemekraftavviklingen.

I arbeidet med notatet har jeg fått nyttige kommentarer fra Lennart Hjalmarsson, Einar Hope, Eirik S. Amundsen, Christian Andersen, Kjell Erik Lommerud, Linda Rud, Bjorn Sandvik, Sigve Tjotta og Steinar Vagstad. Som vanlig ligger ansvaret for gjenstående feil og mangler selvfolgelig på forfatteren.

Bergen, oktober 1990

Berit Tennbakk

Tennbakk Noen aktuelle problemstillinger for svensk !ramorsymng Innholdsfortegnelse:

1. Innledning s 1 2. Det svenske kraftmarkedet s. 3

2.1 Noen viktige karakteristika 2.2 Diskusjon

3. Grunnrentebeskatning 3.1 Grunnrentebegrepet 3.2 Eifektiv grunnrentebeskatning 3.3 Grunnrentebeskatning i Sverige

4. Import og eksport av kraft

5. Fremtide—u for svensk kraftintensiv industri. Forholdet til EF. 5.1 Kostnadsutviklingen i EF 5.2 Prisutvikling for kraRintensiv industri i Norge 5.3 EF's konkurransepolitikk 5.4 Hvordan opprettholde svensk krattintensiv industri?

6. Oppsummering og konklusjoner

Vedlegg: Vattenfalls hoyspenttariffer.

s. 20

Tennbakk Noen aktuelle problemstillinger for lvenlk kraftforlyning

1. Innledning

For tiden er krattforsyningen i mange Vest-Europeiske land .enstand for kritisk vurdering, deregulering og omstrukturering. Dette gjelder f.eks. England og Norge, samtidig som energimarkedene i EF er "under lupen" i forbindelse med anstrengelsene for å etablere et integrert indre marked generelt. De endringer disse prosessene medforer, vil ha konsekvenser også for Sverige; for svensk kraftforsyning og for svensk industris konkurranse- evne. Samtidig som man i Sverige er opptatt av utviklingen i EF og nabolandene, skjer det også internt endringer som reiser viktige problemstil- linger for svensk kraRforsyning.

I Sverige ble det ved folkeavstemning i 1980 vedtatt at kjernekraften skal avvikles. Prosessen er forutsatt startet opp i lapet av 1995, og innen år 2010 skal det ikke lenger finnes kjemekraltverk i Sverige. Avviklingen av kjemeln'aften vil vwre en beslutning som får store konsekvenser for svensk kraRomsetning. I dag blir omtrent halvparten av kraften i Sverige produsert ved hjelp av kjemekraR. Man frykter derfor at kjemekrattavviklingen vil medfore betydelige investeringer i nye produksjonsanlegg, selv om en del av energibortfallet kan kompenseres gjennom energisparetiltak. Et alternativ til nyutbygging kan også were ekt import, f.eks. fra Norge.

Siden mulighetene til ytterligere vannkraRutbygging er begrenset, vil eventuell utbygg'ing av ny kapasitet i Sverige medfare stigende grensekosb nader (og .ennomsnittskostnader) i ln'altproduksjonen. For svenske styres— makter skaper dette et todelt problem: På den ene siden vil nyinvesteringene måtte medfere en kostnadsakning, og vil dermed forverre svensk kraftintensiv industris konkurranseevne. På den andre siden vil grunnrenten i eksisteren- de vannkratlanlegg oke, og kvasirenten i kjernekraftanleggene i avviklings- perioden kan bli betydelig. Dette er et beskatningsproblem.

Tennbakk Noen aktuelle problemstillinger for svensk kraftforsyning

2. Det svenske kraftmarkedet.

La oss begynne med å se på virkemåten til det svenske kraftmarkedet med dagens struktur og prissettingsprinsipper. Vi legger vekt på de karakteristika vi mener vil ha betydning for konkurranseforholdene, og dermed allokerings- effektiviteten i markedet.

2.1 Noen viktige karakteristika

Produksjon:

I 1987 ble det produsert til sammen 145 TWh elektrisk kraft i Sverige, fordelt på vannkraft, kjernekraR og varmekraR. Vannkraften og kjerne- kraften stod hver for naermere halvparten av produksjonen, varmekraften for bare i underkant av S%.

Aktarer: Omlag 10 selskaper står for det alt vesentlige av elproduksjonen i Sverige. Statseide Vattenfall står for halvparten av totalproduksjonen, og er den desidert storste og viktigste enkeltaktoren i markedet. Den nest storste aktoren er Sydkraft som står for i underkant av 15% av totalproduksjonen. Bedriften er et borsnotert selskap, der de fleste aksjene er eid av kommuner.

De fleste storre produksjonsverkene har også en tildels betydelig distribusjons- virksomhet. De produksjonsverk som har storst distribusjonsaktivitet, er Stockholms Energiverk som dekker Stockholms-regionen, Vattenfall som stort sett dekker områder i Nord- og Mellom—Sverige, Sydkraft som dekker Syd- Sverige, Energiverkene i Göteborg som dekker Göteborgsområdet, og Skandi- naviska Elverk som dekker det ovrige av Vest-Sverige.

Tennbakk Noen aktuelle problemstillinger for svensk kraM'orsyning

EL 90 formulerer problemet slik (SOU, 1990, s. 238):

"Kämkraftsavvecklingen i kombination med en eventuell ökande elanvänd- ning medför behov av ny produktionskapacitet under de närmaste årtionde- na. Kostnaderna för denna kapacitet är väsentligt högre än medelkost- naden för den befintliga kapacitet som även fortsättningsvis kommer att ingå i systemet. En enhetlig prissättning baserad på genomsnittskostnad eller marginalkostnad kan väntas innebära stora vinster för vissa kraftbolag som främst producerar vattenkraft. En prissättning baserad på genomsnittskostnaden innebär vidare dels bristande incitament för tillskapande ny produktionskapacitet, dels bristande incitament till elhushållning."

I dette notatet vil vi ta opp begge problemene, med utgangspunkt i allo- keringseffektiviteten i svensk kraRforsyning. I avsnitt 2 tar vi opp prisings- prinsipper og regulering med utgangspunkt i strukturen i svensk elforsyning. Grunnrenteproblematikken holdes i furste omgang utanfor, og tas opp som eget punkt i avsnitt 3. I avsnitt 4 vil vi se naermere på virkninger på eksport/import av kraft fra Norge, mens avsnitt 5 er viet situasjonen for svensk kraftintensiv industri og forholdet til EF.

Tennbakk Noen aktuelle problemstillinger for svensk kraftforsyning

Samkjaring:

Innen Sverige forekommer samkjoring både mellom starre elprodusenter, og mellom de storre elprodusentene og de av deres kunder som dekker en del av sitt elbehov ved egen produksjon. Slike samkjaringsavtaler inngås ofte på bilateral basis, og ikke gjennom en samijringsorganisasjon som i Norge. I dag er det slik at alle produsenter har kontakt med minst ett annet foretak, slik at alle kan samkjore med noen andre. Muligheten til transitt .ennom tredjeparts linjenett er også til stede. Dette forutsetter imidlertid at man bygger egne linjer eller leier linjekapasitet (langsiktig abonnement) over den aktuelle distansen. I folge EL 90 er det vanlig å leie deler av andres ledninger for å transitere kraft på nettet med de hoyeste spenningene, men transitering forekommer også på andre spenningsnivåer (SOU, 1990).

Den delen av det hoyspente overforingsnettet som kalles "Stamnätet'", eies og drives av Vattenfall, men som egen resultatenhet. Alle de store kraftfore- takene har rett til å overfsre el på stamnettet, og er representert i Stam- nätsnämnden som er et samordningsorgan for planlegging, drift og ekonomi— sporsmål. Foruten Krångedegruppen, en samkjoringsorganisasjon som omfatter 6 av de store produsentene, deltar Vattenfall og 5 andre store produsenter i nemnden. Samkjaringen reguleres av en felles avtale, "sam- körningsavtalet". Samkjoringsavtalen inneholder bl.a. bestemmelser for hvordan utveksling av tilfeldig kraft skal skje, og en avtale om å holde felles produksjonsreserver. Samarbeidet medvirker til å utjevne de variable produksjonskostnadene mellom elprodusentene.

Gjennom eierskapet til stamnettet har Vattenfall en saerstilling, bl.a. ved at eventuell ledig kapasitet kan benyttes av Vattenfall. Gvrige aktarer må tegne abonnement på linjekapasitet lang tid i forveien.

Hjalmarsson (1990) konstaterer at den svenske stamnettsprissettingen karakteriseras av prissetting i forhold til kortsiktig grensekostnad innenfor

[

Dette er den delen av det hlyspente overflringsnettet som utnyttea i fellesskap av de store kraftforetakene. Dette avgrenses i nord av Skellefteälven og Umeälven. Samkjarlngsforbindelsene med nabolandene inngår ikke i Stamnettet.

Tennbakk Noen aktuelle problemstillinger for svensk kranforsyning

rammen av et abonnement. Kostnadene for stamnettet dekkes i hovedsak av en avgift pr. Mka, en MW-avgiR for varmekraft'block" over 150 MW og terminalavgifter (MW). Mka-avgifi'en blir ikke regnet for den enkelte transport. For hver transitar beregnes en årlig gjennomsnittsdistanse mellom samtlige innmatnings- og utmatningspunkter. Kostnaden for en enkelt transport innenfor abonnert effekt, er lik overforingstapet, og dette dekkes av transitoren in natura.

Prissettingsprinsipper og regulering: Ved utveksling av kraft mellom produsenter (samkjoring), er det under- liggende prinsippet for prissettingen at gevinsten skal deles likt mellom partene. Partene har derfor blitt enige om at betalingen skal skje i henhold til midtprisprinsippet. Ifalge EL 90 medferer dette at det på ethvert tids- punkt kan produseres kraft på den for ayeblikket billigste måten (SOU, 1990). I avsnitt 2.2 under skal vi komme tilbake til eventuelle effektivitetstap som falge av dette prinsippet.

Reguleringen i systemet skjer gjennom statens kontroll med Vattenfall og generell overvåking av prisene. Med den sidebetingelse at avkastningskravet skal oppfylles og kostnadene dekkes, står Vattenfall fritt til å utforme sine tariffer. Vattenfalls tariffer antas å vaere retningsgivende for tarifi'ene til andre kraftforetak. Statens pris- och konkurrensverk (SPK) felger prisutvik- lingen, og de sterre kraftforetakene skal melde fra om planlagte prisendringer på såvel hoy- som lavspent kraft.

Produsentene tilbyr kraftsalg til sluttforbrukerne etter et system av tariffer, der ulike tariffer tillempes for ulike spenningsforhold og ulike geografiske områder. Man skiller mellom hoyspenttarifi'er og lavspenttarifi'er. Hoyspent kraft selges til industrier, distribusjonsverk og andre storforbrukere. Abonne- mentene tegnes for ett eller flere år.

Tariffene til sluttforbrukere inneholder faste og variable ledd.z Det variable

' For en mer detaljen fremstilling, se vedlegg.

SAF-arbeidsnotat nr. 29190

Tennbakk Noen aktuelle problemstillinger for svensk kraMorsyning

energileddet i tariffene bygger i prinsippet på kortsiktig grensekostnad. Vattenfall er imidlertid underlagt et bestemt avkastningskrav, og man saker derfor å utforme fastleddene slik at tariffnivået dekker de totale kostnadene. Systemet bygger dermed på en interessant blanding av et grensekostnads- og et gjennomsnittskostnadsprinsipp.

De fleste kraftforetakene benytter tariffer som i stor utstrekning ligner Vattenfalls. EL 90 opplyser at tariffniuået varierer ganske lite mellom kraftforetakene, dog ligger Vattenfalls tariffer noe under de andra foretakene i Syd- og Midt-Sverige. Når det gjelder tariffenes sammensetning, er det en del variasjon mellom foretakene. Vattenfall har den laveste energiavgiften, men tar ut noe hsyere faste avgifter enn de andre kraftforetakene (SOU, 1990).

Lavspenttarifféne (til kunder innenfor alminnelig forsyning) fastsettes av de enkelte distributorer, og er som regel forenklinger av hoyspenttariffen. Gjennom Svenska Elverksföreningen samarbeider man om å komme frem til en enhetlig tariffstruktur. Ifolge EL 90 er det likevel betydelige forskjeller i prisnivået blant detaljdistnibutorene. Grunner til detta kan vzere forskjeller i kostnadsstruktur, f.eks. pga. varierende kundetettbet, eller at kostnadene for anskaffelse av kraften varierer. Som en grunn til at anskaffelseskostnadene varierer, nevnes at noen distributorer dekker en del av kraftbehovet gjennom egen produksjon. Dette utsagnet blir draftet i neste avsnitt. Det er imidler- tid uvanlig at eldistributarer tillemper hoyere tariffer (taxor) enn Vattenfall selv om kundestrukturen skulle tilsi det.

Mange av distribusjonsverkene er kommunalt eide, og har ikke anledning til å gå med overskudd (politisk bestemt null-profitt restriksjon). De private borsnoterte selskapene har imidlertid gått bra, noe som tyder på at lonnsom- heten i naar-ingen er god.

EL 90 konkluderer med at man er fomoyd med det svenske systemet, der prisnivået som nevnt reguleres .ennom statens eierskap og fastsettelse av avkastningen i Vattenfall. Prisene er ellers regulert på samme måte som

SAF-srbeidsnotat nr. 29/90

Tennbakk Noen aktuelle problemstillingor for svensk kraftfonyning

priser i andra bransjer. Under skal vi med utgangspunkt i ekonomisk teori

diskutere effektiviteten i systemet naarmera.

2.2 Diskusjon.

For det ferste kan det sies at prinsippet for tariffutformingen virker fornuftig ut fra et effektivitetssynspunkt. En prissetting som på marginen stiller kundene overfor de kortsiktige grensekostnadene i produksjon og overfering, virker til en samfunnsekonomisk riktig utnyttelse av ressursen. Nå ar det jo slik at grensekostnaden i både produksjon og overfering varierar naermest kontinuerlig over tid, mens det variable tarifileddet er diffarensiert mellom dag og natt, og sommar og vinter. Ut fra dette kan det stillas spersmålstegn vad om energileddet i tariffene er tilstrekkelig diii'erensiert. Det vil imidler- tid vzere betydelige transaksjonskostnader forbundet med en starkt differen- siert tariff, og effektivitetsgevinstena ved ekt differensiering må avveies mot de ekte transaksjonskostnadene detta medferer. Uten naermere empirisk innsikt i de relevanta forhold, har vi ingen mulighet til å vurdere hvorvidt dagens differensieringen er tilstrekkelig i det svenska systemet. Storforbru- keres valgmulighet mellom ordinaer heyspent-tariff og PLUS-tariff (se vedlegg) vil også vare med på å eka fleksibiliteten, og medvirke til en mer effektiv utnyttelse av krafcressursene.

Vi har imidlertid sett at selv om tariffnivået er noenlunde jevnt over landet, varierar sterrelsen på energileddet mellom selskaper. Selskapane vil stort sett operera i geografisk atskilte områder, og denne ulikheten kan dermed vaere begrunnet i ulike overferingskostnader. I så fall er det fra at effektivitets- synspunkt korrekt at energileddet varierar. Hele forklaringen på disse ulikhetene ser imidlertid ikke ut til å stamme fra ulikheter i overferingskost-

nader.

En indikasjon på dette er at utvekslingen mellom produsenter prisas etter midtprisprinsippet. Dette havdes å fere til at den totala produksjonen til enhver tid foretas i de billigst tilgjengelige anlegg. Imidlertid er det mye

SAF—arbeidsnotat nr. 29/90

Tennbakk Noen aktuelle problemstillinger for svensk kraftforsyning

som tyder på at midtprisprinsippet ikke ferer til en effektiv utnyttelse av ressursene, i og med at denne prismekanismen ikke gir overansstemmelse mellom grensekostnad og marginal betalingsvilja i markedet. Dersom selskapene hadde muligheter (og vilje) til optimal handel, skulle dette (korrigert for overferingskostnader) fere til en utjevning av energileddet i tariffene.3

En annan indikasjon på sviktande eR'ektivitet er EL 90's utsagn om at distribusjonsverk med egen produksjon har lavere kraftkostnader enn andra (SOU, 1990). Detta tyder på at markedet som helhet ikke balanserar, verk som har lavere kraftkostnader enn anskaH'elseskostnaden i markedet for evrig, burde .ennom utvekslinger kunne tjena på å selge denne ln'aften vidare. Det korrekta kostnadsbegrepet i denna sammanhang er altemativkostnad, dvs. at kostnaden for den produserte kraften er lik den inntekten man går glipp av ved å ikke selge kraften til markedspris.

Vattenfall er som nevnt regulert .ennom statens eierskap og avkastnings- kravet på kapitalen. Dette innebazrer at Vattenfall gjennom sine tariffer skal dekke sine driftskostnader og en nmrmere bestemt avkastning på kapitalen. Et slikt system gir imidlertid ingen garanti for effektiv drift, i og med at alla kostnader kan veltes over i tariffene. Utgiltene til faste driftsavhengige kostnader dekkes furst og fremst gjennom fastleddene i tariffen. Ettersperselens felsomhet for sterrelsen på denne, er trolig liten. Det ar videre vanskelig å vurdere om informasjonstilgangen for myndighetene er tilstrekkelig til å overvåke effektiviteten i Vattenfall, slik at man kan vaere sikre på at selskapet felgar prinsippet om kostnadsminimering.

Det er også vanskelig å se at systemet skaper klara insentiver til effektiv investeringsadferd. Vattenfall vil .ennom avkastningskravet (rate-of-return regulation) alltid ha anledning til å satte opp tariffen for å dekke investe- ringskostnadene - uavhengig av om det .elder en god eller dårlig investering. Detta kan fere til at Vattenfalls investeringsbeslutninger vris i retning av å

' For en utl'srlig diskusjon av effektivitetsproblemet i forhold til midtprisprinsippet, henvises til Hope og ”hitta, (1984).

SAF-arbeidsnotat nr. 29190

Tennbakk Noen aktuelle problemstillinger for svensk kraftforsyning

favorisera verk med lava variabla kostnader, og ikke i tilstrekkelig grad tar hensyn til de fasta kostnadene, eller at man velger investeringsprosjektar ut fra hva som er teknologisk mest spennende. Det er imidlertid vanskelig utan en grundigere analyse å si noe sikkert om hvilka utslag detta kan få. La meg bara nevna at det i USA har kommet kritikk mot rate-of-raturn regu- leringen.4 Der havdes det at denna regularingsformen ferer til at elverkene blir unedvandig kapitalintensive, de holder for stor sikkerhetsreserve og tenderar til å foretrekke kapitalintensive teknologier som f.eks. kjernekraft. (Hammond, 1986.)

I det svenska systemet foragår som sagt reguleringen ferst og framst gjennom kravene på Vattenfall. Dermed blir driften av Vattenfall retningsgivande for andra akterer i systemet. Såvidt jag forstår er det tariffnivået, og dermed gjennomsnittskostnadene, til Vattenfall, som danner grunnlagat for regulerin- gen av prisene fra andra kraftforetak. Tankagangen er at Vattenfall som lavkostprodusent (ferst og framst .ennom tilgangen på vannkraft) lagger en evre grense for prisene fra andre selskaper. Men det ar vel ikke gitt at sammensetningen av anlegg i andra salskapar, og dermed .ennomsnitts- kostnadene, stammar ovarens med Vattenfalls.

Gjennom reguleringsformen vil det i prinsippet vaere slik at grunnrenten i Vattenfalls verk delas ut i.en til konsumentena, dersom tariffnivået fastsattes slik at .ennomsnittskostnadane dekkes. Teoretisk satt tilsier detta at dersom Vattenfall driver effektivt og har en kostnadsfordel, vil det ikke vaere mulig for andra akterer å få sina kostnader dekket med samma tariffnivå. Systemet innebaerer dermed at andra akterer enten må ha tilgang til grunnrenta i egna vannkraftverk, eller at Vattenfall må driva en smula ineffektivt for at andra salskapar skal ha rom for å dekke sine kostnader. Jeg vil komma tilbake til fordelingen av grunnrenta i avsnitt 3.

For å bruke begrepar fra regularingsteori, synes det grovt satt å Viera slik

' Rateof-retum negulering er en utbredt reguleringsmåte i USA, og benyttes overfor såvel offentlige som private kraftforetak. Utformingen kan vara forskjellig fra den svenske varianten. Bl.a. sattes det ikke et absolutt avkastningskrav, man en svre granne for overskudd.

Tennbakk Noen aktuelle pmblamstillinger for svensk kraftforsyning

at Vattenfall er regulert .ennom automatisk kostnadsdekning, mans de andra aktorene er regulert ved at Vattenfalls tariffer definerar en maksimalpris (tilsvarende en rammebevilgning). Ifolge teorien gir ikke automatisk kostnadsdekning insentiver til effektiv drift, fordi bedriften ikke får beholde et eventuelt overskudd. Ved rammebevilgning blir at eventuelt overskudd tilbake i bedriften, til gjen.ald gir detta insentiver til effektiv driftf

Det later til at selv om kraftforatakena i Sverige ikke ar fullstandig vertikalt integrerta, ar det at likså starkt innslag av vertikala bindinger som i mange andre Vest-Europeiska land.a Dette innabaerer at produsentene i praksis er monopoler innenfor sine området, enten de direkte står for distribusjonen til sluttforbrukera eller selger til andre distributorer innen området. Det er bara distribusjonsverk med egenproduksjon som har anledning til å samkjore med andra produsenter, mens distribusjonsverk utan egenproduksjon og andre storforbrukere ar prisgitt produsenten i "sitt" område. Dette er viktig, fordi adgangan til markedet dermed ar begrenset. Selv om utvekslingen mellom produsenter skulle fora til at produksjonsrassursene blir optimalt utnyttet, skapas det rom for en ineffektiv prising av varan vidare nedover i systemet. Dersom distribusjonsverk og storforbrukere fritt kunna velge leverandor ut fra tilbudte priser og ovriga leveringsbetingalser, villa detta skape ekt konkur- ransepress i naeringen. En forutsetning for dette er imidlertid at transport- kapasiteten er til.engelig for alla parter på ikke-diskriminerande Vilkår

(common carrier).7

%

En mer-mere analyse av reguleringsl'orholdene i svensk kraftforsyning burde tnkke på ekonomisk teori om raguleringer (principal-agent teori) og teori om regular-ing av oligopolistiske markeder giennom inslag av offentliga bedrifter (delvis nasjonslisaring). Se f.eks. Cramer m.fl. (1989) og De Praia og Delbono (1989).

' For beskrivelser sv strukturene i andra lands kraRforsyninger, se f.eks. Helin og McGowsn (1987), Tandberg og Tennbskk (1989) og Tennbakk (1990).

' For en grundigere diskusjon av detta, se f.eks. Bjsrndalen m. fl. (1989) og Tennbakk (1990).

Tennbakk Noen aktuelle problemstillinger for svensk kraftforsyning

3. Grunnrentebeskatning.a

Et sarskilt problem i forbindelsa med utnyttelse av naturressurser som vannkraft, er eksistensen av grunnrente. Tilstedevaarelsan av grunnrente er ikke et effektivitetsproblem, men for myndighetene reiser detta et be— skatnings- og fordelingssporsmål. Utformingen av en grunnrentaskatt kan imidlertid skapa effektivitetsproblemet. I detta avsnittet skal vi sa naarmare på noen av de problemene grunnrenten gir opphav til. Forst blir grunn- rantebegrepet utdypat, og deratter ser vi på kriterier for en effektiv grunn- rentebeskatning. Til slutt relateras detta til utviklingen på det svenska kraftmarkadet.

3.1 Grunnrentebegrepet

Grunnrenten er et saerlig overskudd som kommer i tillegg til overskudd man ellers normalt oppnår vad produksjon av varar og tjenaster. Grunnrenten kan betraktas som en markedsmassig vurdering av verdian av de naturgodene som direkta (utan ferst å bli innkjopt i markedet) anvandas som innsatsfaktorer i produksjonen, og som er gitt gratis fra naturens side. Grunnrentebegrapet knyttes til en langsiktig likevektssituasjon med en effektiv utnyttelse av ressursene. Det betyr at grunnrenten ar lik overskuddat i langsiktig markedslikevekt.

Ulike vannkraftkilder vil gi ulik grunnrente vad utnyttelse. Sterrelsen på grunnrenten kan oppfattas som differansen på lang sikt (over prosjektets lavetid) mellom .annomsnittskostnadene i produksjonen og markedets verdsetting av produksjonen, dvs. markedsprisan. Hvis alle verk står overfor den samma markedsprisen, vil derfor ulikheter i gjennomsnittlige kostnader

' Fremstillingen i detta avsnittet er i hovedsak hentet fra Amundsen m. fl. (1990).

Tennbakk Noen aktuella problemstillinger for svensk kraftforsyning

gi ulik grunnrente.

Overskudd i et vannkraftvark er ikke nedvendigvis alene at uttrykk for grunnrente. De kortsiktige overskuddene i kraftverkene kan også inkludera kvasirente som overstiger normal avkastning. Detta kan f.eks. komma av at produsenten står i en monopolsituasjon. Det er i denna sammanhang viktig å presisere at et eventuelt overskudd ut over det normala i svenska kjernekraftverk, ikke er grunnrente, men nettopp slik kvasirente. I en overgangsperiode med utfasing av kjemekralten, kan denna kvasirenten bli hey i de verkene som fasas ut sist. Dette er ikke en grunnrente fordi knappheten ikke ar naturmessig, man politisk gitt. Når det gielder beskat- ning, er det imidlertid av underordnat betydning om det overskuddat man önskar å beskatta er at resultat av grunnrente eller kvasirente.

3.2 Effektiv grunnrentebeskatning.

Grunnrenten er residualt bestemt; prisen på elektrisk kraft er ikke hey fordi grunnrenten er hey, man omvandt. Dette forholdet medferer at man i prinsippet kan trakke vekk hele grunnrenten ved beskatning, utan at detta får konsekvenser for tilbudet av den knappa faktoren. Men som vad skattlegging av andra goder, bor skattens vrera neytrale og ikke vri de relative prisene på en utilsiktet måte. Med andra ord bor grunnrentaskatten vaera utformat slik at produsentene ikke endrer sin produksjon i forhold til samfunnsokonomisk optimal tilpasning.

Amundsen m. fl. (1990) satter opp et sett av generella kriterier for at en grunnrenteskatt ikke skal vaare vridande. For det forsta bor skatten utformas slik at den tar hensyn til båda kortsiktige produksjonsbeslutninger mht. utnyttelsen av en gitt vannmengde, og langsiktige investeringsbeslutninger mht. utbygging av kapasitet. Når det e.lder investeringsbeslutninger medferer detta at den forventede samfunnsekonomiske avkastning av investeringar i kraftsektoren, i prinsippet bor tilsvara investeringar i andra sektorer. Er grunnrentebaskatningen "for hard", slik at forventet avkastning

Tennbakk Noen aktuella problemstillinger for svensk kraftforsyning

av en vannkraftutbygging (etter skatt) blir lavere enn forventet avkastning i andra sektorer, vil potensielle investerar unngå å investera i vannkraftut- bygging (selv om dette er samfunnsekonomisk lonnsomt).

Det er flera forhold som vil ha betydning for investeringsbeslutningen. For det forsta vil investor ha interesse av at betingelsena for beskatning over prosjektats levetid er kjent. For det andra vil risikofcrdelingen mellom skattemottaker og investor vara av betydning. For det tredje kan meget hoya skattesatser på produsentovarskuddet medfore at avkastningen etter skatt er forholdsvis uavhengig av kostnadsnivået, slik at det gis svake insentiver til effektivitet. For det fjarde er det av betydning i hvor stor grad skatteordningen ratter seg direkte mot produsentovarskuddet, og hvor stor del av et realisert produsentoverskudd som vil bli fanget opp.

Fra skattleggers side er to spersmål av betydning. For det forsta er det at spersmål om hela grunnrenten skal beskattas. Et helt noytralt skattesystem vil gi en usikkerhet i skatteinntaktene som svarar til usikkerhetan i prosjektets avkastning. For det andra kan skatteinngangen variera over tid. Skattlagger vil normalt vrere interessart i en jevn og stabil skatteinntakt.

I tillegg til detta vil det vara problemer forbundet med å tilpasse skatte- og avgiftsparametre, f.eks. diskonteringsrater, slik at neytraliteten ivaretas. Administrative problemer i forbindelsa med omlegging av skattesystemet og problemer med den lopenda kontroll etter gjannomforing vil også ha betyd- ning for utformingen av skattesystemet.

Amundsen m.fl. (1990) diskuterer videre seks ulike prinsipper for grunnrente- beskatning:

1. Fasta avgiRar, dvs. en fast avgift på bruks- eller eierrattigheten til en gitt ressurs. Hvis man antar at det eksisterer full sikkerhet om fram- tiden, vil en investor vaera villig til å betale hele produsentovarskuddet i avgift, og fremdeles oppnå normal avkastning på investeringen. Samtidig vil skatten vaere noytral mht. både kortsiktige og langsiktige beslutninger.

Tennbakk Noen aktuelle problemstillinger for svensk kraftforsyning

Under usikkerhet vil imidlertid en slik skattaform legge hele risikoen på investor, slik at avgiften må sattes lavere for ikke å motvirke investering. Skatten vil da ikke fange opp den realiserte grunnrente.

2. Produksjons— eller produksjonsverdiavgifter, dvs. en fast avgift pr. produsert enhet eller på den faktiska inntjaning i produksjonen. Slike avgifter påvirker generelt både langsiktige og kortsiktiga gransekostnader, og dermed beslutninger på kort og lang sikt.

3. Forhoyet inntektsskatt. Detta medferer en heyare marginal skatte- sats, og vil eka verdian av skattemessige disposisjoner. Samtidig kan detta svekka kostnadsbevisstheten hos den enkelte produsent. Med en generell forheyelse av inntektsskatten vil man påvirke alle investeringar innenfor en sektor, også prosjekter der man ikke realiserar grunnrente.

4. Progressiv ovarskuddsskatt. Denna skatteformen vil basera seg på årlig inntjaning som andel av de totala investeringar i prosjektet. I tillegg til problemene med å fastsatta verdian av de totala investeringar, får vi har de samma problemer med hey marginalskatt som for forhoyet inntektsskatt.

5. Resource Rent Tax (RRT). Dette innebaerar at man beskatter nåverdian av avkastningen av prosjektet etterhvert som denna realiseras. En slik beskatningsform er bare noytral under forutsetning av at man benytter en diskonteringsrenta som stammer overans med investors. En slik skatt vil fora til at inntektene for skattlegger kommer sant i prosjektets lavetid, og usikkerhetan baeras av skattlagger alene.

6. Kontantstrorn beskatning (Brown Tax). Prinsippet er det samma som for RRT, men med den forskjell at man også kan ha negativa skattar. Dette sikrer fullstandig symmetri, og .er systemet uavhengig av problemet med diskonteringsranta.

Det vil også vaere mulig benytte en kombinasjon av ulike skatteformer. F.aks. nevner Amundsen m. fl. (1990) at problemene med kostnadsminimering

Tennbakk Noen aktuelle problemstillinger for svensk krattfursyning

kan lases .ennom en skatt som kombinerar produksjonsavgilier og RRT.

Ved utformingen av et skattesystem er det også en del praktiska problemer som må loses. For det forsta vil det vara spersmål om skatten skal lagges på salskapar eller på det enkelte prosjekt. En del skatteformer, som f.eks. produksjonsavgiitar, må vara tilpasset det enkelte prosjekt hvis de skal trakke inn vesentlige delar av grunnrenten. Dette er mindra relevant for skatteformer som mer direkte rattar seg mot produsentovarskuddet. Det vil her ha betydning hvor sammansatt den ekonomiska aktiviteten i selskapene ar. I elsektoren er det f.eks. ikke anskelig at avkastningen av annan ekonomisk aktivitet beskattas på samma måte som vannkraftproduksjonen. Samtidig må det ikke gis mulighet at underskudd i annan ekonomisk aktivitet trekkas fra grunnlagat for beskatning (avkastningen) i vannkraitsektoren.

Et annet spersmål er valget mellom generell eller individuell fastsattalse av satser mellom selskaper. Her .elder det tilsvarende som overfor, at vissa skatteformer i utgangspunktet må vara tilpasset til hvert enkelt prosjekt, hvis de skal fange opp produsentovarskuddet. Et generelt satssystem vil imidlertid vaere lettere å administrera, samtidig som en slik ordning lettere vil kunne oppfattas som stabil og dermed redusere usikkerhetan mht. fremtidig skattlegging.

Et tredje viktig problemområde er valget mellom å gjennomfere forskjelliga skatteformer på eksisterende prosjekter, eller bara å giennomfore disse for nye prosjekter. En skatteform som kontantstrombeskatning er utelukkat for aksisterende prosjekter. De andra skatteformer vil kunne tilpasses, man det vil vaere problemer med å hanta fram historiske ragnskapsdata, som kan gi grunnlag for tilpasningen av flera av systemene. Disse problemene forsterkas dersom man tidligere har hatt beskatning som ikke ar tilpasset realisert produsentovarskudd, men f.eks. har fremrykket tidspunktet for beskatningen. I slike tilfeller vil det vara nadvandig å ta hensyn til tidligere batalte skattar.

Som nevnt ar eksistens av grunnrente i utgangspunktet ikke et effektivitets- problem, men at fordelingsproblem. Sidan skattlegging av grunnrenten kan

Tennbakk Noen aktuelle problemstillinger for svensk kraftforsyning

skapa effektivitetsproblemer, blir det for skattlaggar nodvendig å foreta en avveining i forhold til hvor mye av grunnrenten som skal trekkes inn, og det effktivitetstapet skattleggingen medferer.

3.3 Grunnrentebeskatningen i Sverige.

I 1983 ble det innfort en spesiell avgift på vannkraft i Sverige.. Avgiften er basert på gjennomsnittlig produksjon, dvs. .ennomsnittlig kWh-produksjon. Avgiften pålegges vannkraftverk med installart generatoreffekt over 1500 kW. Avgiften er differensiert etter alder, slik at verk som er satt i drift for 1973 betalar 2 ore/kWh og verk som er satt i drift mellom 1973 og 1977 betalar 1 ore/kWh. Verk som ar satt i drift etter 1977 betalar ikke avgift. Alders- differensieringen .anspeiler en antagalse om at de billigste vannkraft- rassursene (som gir hoyast grunnrente) er bygd ut ferst.

Ifolga en oppstilling i Hartmann og Lindblom (1988), står vannkraft for 48% av den .ennomsnittlige elproduksjonen i Vattenfall i perioden 1981 - 86, mens tilsvarende tall for Sydkraft er 26%, og for Krångede 65%. Vannkraft- avgiften gitt den svenske stat inntekter på ca. 1 mrd. i året fra 1983-86. Nzermere halvparten av skatten er imidlertid innbatalt av statsaide Vattenfall. Vidare har grunnrenteskatten fort til en reduksjon i selskapsskattan. Tar man i tillegg hensyn til administrasjonskostnadene vad innkreving av skatten, er inntaktsvirkningen for staten usikker.

Vi legger her merke til at grunnrentebeskatningen i Sverige er utformat som en kWh-avgift. Tidligere har vi påpekt at en slik utforming av en grunn- rentaskatt kan ha uheldige vridningseffekter både på kort og lang sikt. Nå vil imidlertid kostnadsstrukturen i vannkraftproduksjonan vaare slik at marginalkostnadene ar tilnaermet konstanta til kapasitetsgransan. Grunn- rantaavgiften vil da komma som et tillegg til grensekostnadan for bedriften, men så lenge markedsprisen ligger over grensekostnad + avgiR, vil detta ikke andra bedriftans produksjonsbaslutning, og heller ikke påvirke markadsprisen. En forutsetning for at dette skal vaere tilfelle, er at vannkraftanleggene som

Tennbakk Noen aktuelle problemstillinger for svensk kraftforsyning

ar avgiftsbelagt, ikke er marginale (på kort sikt), slik at markedsprisen defineres av gransekostnaden i verk som benytter andra teknologier som ikke er avgiftsbelagte (kjernakraft, varmakraft). Siden vannkraften bara svarer for halvparten av produksjonskapasiteten, og vi vet at driftskostnadena vad vannkraftproduksjon er svart lava, vil nok detta i overveiande grad wara oppfylt i det svenska kraftmarkedet.

For det andra kan differensieringen av avgiften etter alder fora til at det blir lonnsomt for kraftselskaper å overfora produksjon fra aldre til nyare kraft- verk. For å forhindra detta tar man i Sverige utgangspunkt i den samlade vannkraftproduksjonen til at salskap. Denne fordales på de forskjelliga anlegg i forhold til installert effekt, og skatten beregnes ut fra dette. Selskapane har dermed ikke noe å vinna på & ovarfore produksjon fra gamle til nye verk. Sammenligner man salskapar som bara har anlegg bygd innen én periode, man innbyrdes forskjelliga perioder (f.eks. vad utskilling i dattersalskapar), kan avgiften likevel medfore en slik vridning. I den grad avgiften forrykkar forholdet mellom vannkraft og andra produksjonsteknologier, kan det vara (failaktige) insitamanter til å overfore produksjon fra vannkraft til andra teknologier.

Slik skatten ar utformat kan man ikke regna med å få dratt inn hela grunn- renten (i alla prosjekter). Grunnrenten ar avhengig av priser og kostnader for det enkelte prosjekt. I praksis er det derfor problemer med å fastsatta nivået for slika avgifter. Disse må tilpasses slik at det samlade proveny over levetidan svarer til grunnrenten, og vil derfor også måtte betalas i perioder med lopande underskudd i kraftverket. Med hensyn til prisene, må nivået for avgiftene tilpasses endringer i markedsforhold i kraftsakteren som påvirker prisnivået for kraft. Dette innebaerer at det i en situasjon med stigande markadspriser, vil vaara aktuelt å forhoye satsene for grunnrentebeskatningan. I denna sammanhang kan det også vaare aktuelt å se på om det vil were grunnlag for å avgiftsbalegga også vannkraftanlegg bygd etter 1977. Det er vidare nodvandig å korrigera avgiftane for den lopande inflasjon.

Differensieringen i forhold til kraftverkenes produksjonskostnader er av stor

Tennbakk Noen aktuelle problemstillinger for svensk kraftforsyning

betydning. Den svenske ordningen bruker igangsettingstidspunktet som uttrykk for forskjeller i produksjonskostnadene, men diH'erensieringen mht. utbyggingstidspunkt ar forholdsvis grov. Ser man bort fra de betydelige problemer med å finne et passande nivå på avgiftene for at enkelt kraftverk, er disse forholdsvis enkla å innf'ure og administrera.

For det tredje kan muligheten for import av billig kraft fra Norge fora til at det blir lonnsomt for kraftverkane å stoppa egen produksjon selv om grensekostandan vad egen produksjon ar lavere ann importprisen. Som nevnt beregnes importprisen som gjannomsnittat av grensekostnaden i Sverige og grensekostnaden i Norge (såkalt midtpris). ] tråd med diskusjonen over, vil importprisen til Sverige bara bli påvirket i den grad avgiftsbelagte verk ar marginale i Sverige på importtidspunktet. Detta kan forekomme i over- skuddssituasjoner i Norge, dar importprisen kan ligga under 2 ora/kWh. Amundsen m. fl. (1990) opplyser imidlertid at en trussal om å innfore import- avgifter har satt en stoppar for en slik praksis.

I det svenska systemet har man en blanding av offentliga salskapar som ar regulert gjennom avkastningskrav, og private salskapar som i prinsippet har anledning til å tjena mer ann normal avkastning. Detta kan skapa grunnlag for å banytte ulike former for beskatning i forhold til disse to typene selskaper. Som nevnt i avsnitt 2.2 skulle reguleringen av Vattenfall idealt fore til at det ikke ble noen grunnrente tilbaka i selskapet. Dersom Vatten- fall driver effektivt, vil detta medföra at grunnrenten delas ut til forbrukerna gjennom at fastleddene i tariffen kan sattes lavere ann de ellers ville vaert. En grunnrentebeskatning som ikke vrir da kortsiktige driftsbeslutninger, vil da trakke inn grunnrente fra konsumentena, fordi salskapet da ville måtte hava fastleddene i tariffen for å betale avgiften. Hvordan detta fordeles mellom kundegrupper kommer an på hvordan grunnrenten i utgangspunktat ar fordelt mellom ulike kundakategoriar. Dersom grunnrenten i Vattenfalls verk f.eks. delas ut til kommunala distribusjonsverk, tilsier grunnrentebeskat- ningen en overforing av grunnrente fra disse kommunene til staten.

Det er imidlertid ikke utenkelig at Vattenfall ikke driver effektivt, slik at

Tennbakk Noen aktuelle problemstillinger for svensk kraftforsyning

en del av grunnrenten blir liggende tilbake i bedriften, da som "kamuflert" overskudd. En mulighet er at grunnrenten blir liggende i.en i bedriften i form av organisatorisk/administrativt "slack" (x-inefticiancy), eller at den går med til å subsidiere anlegg som ikke er samfunnsokonomisk lonnsomme. (Dette er en vridning av investerh1gsbeslutningene som stammar fra reguleringsragimet, se avsnitt 2.2.)

Når det .elder de privata barsnoterte selskapene, har disse som sagt anledning til å tjena mer enn normal profitt dersom markedsforholdane gir rom for detta. Dersom forutsetningene om optimal utbygging og hvilken type verk som er marginalt i markedslikevakt ar oppfylt, skulle ikke utformingen av avgiftene representera et vesentlig effektivitetsproblam i forhold til disse. Forutsatningen om optimal utbyggingssekvens (i forhold til totala kostnader) er imidlertid av av.orende betydning.

Gjennom intervjuer med en dal kraftselskaper (Hartman og Lindblom, 1988), går det fram at man i bransjen stort sett er av den oppfatning at skatten i liten grad har påvirket drifts- og investeringsbeslutningene. Hartman og Lindblom mener likevel at skatten ikke har fungert som en direkte ovar- skuddsskatt. Bl.a. det faktum at rentabiliteten til kraftsalskapana er blitt belastat på omtrent samme måte, til tross for at rentabiliteten varierar kraftig, tas som en indikasjon på detta.

Tennbskk Noon aktuelle problemstillinger for svensk kraftforsyning

4. Import og eksport av kraft

Sverige utveksler i dag kraft med Norge, Danmark og Finland. I forhold til Danmark og Finland ar Sverige for de flesta års vedkommende netto aksportor, mens man i forhold til Norge er netto importor. Avhengig av prisutviklingen kan det salvfolgelig ikke utelukkes at situasjonen i forhold til f.eks. Finland kan snu. Vi vil imidlertid har konsantrare oss om forholdet til Norge, hvorfra importpotensialet utvilsomt vil vaara storst.

Et hoyera kostnadsnivå i Sverige vil, alt annet like, fore til at Sverige vil vara interessert i å importera mer kraft fra Norge, der grensekostnaden allerede i dag det mesta av året ligger tildels betydelig under grensekostnaden i Sverige. Dersom dagens organisering av utenlandsomsatningan oppratthol- des, vil imidlertid prisen som Sverige må betale, ligga hoyere en i dag.

EL 90 (SOU, 1990, s. 285) slår fast at man en tid fremover vil ha over- skuddskapasitat i kraftproduksjonen i Norge:

"För närvarande föreligger ett potentielt utbudsöverskott av kraft i Norge som förvantas bestå till nittiotalets mitt. I Norge är förutsättningarna mycket goda jämfört med flertalet andra länder för ett fortsatt lågt elpris for elintensiv industri, även när nu gällande extremt fördelaktiga kontrakt löpt ut."

EL 90 diskuterar likevel ikke import som et alternativ til utbygging av dyr kapasitet i Sverige. Selv om man i Norge eventuelt måtte bygga ut ny kapasitet for å mota okt svensk ettersporsel på slutten av 90-tallet, ar detta en mulighet som bor vurderes naermere. Gitt at Norge har bedre tilgang på både vannkraft- og gassressursar enn Sverige, kan utbyggingskostnaden i Norge ligga lavere enn i Sverige. Vad vurdering av slike muligheter må man salvsagt også ta hensyn til overforingskostnader, og kostnader ved eventuell utvidelse av overforingskapasiteten mellom da to land.

Tennbakk Noen aktuella problemstillinger for svensk kraftforsyning

Utvekslingen mellom Norge og Sverige har de senare årene begrenset seg til utveksling av tilfeldiglcraft, der avtalar gjoras fra time til time. Prisana sattes i henhold til midtprisprinsippet. Utvekslingen foragår mellom to monopoler, på norsk sida har Statkraft monopol på utenlandsutvekslingen, mans utenlandsutvekslingen på svensk side koordineras av "Kraftindustrins samarbetsorgan för samkörning med Norge" (KSN).

For tiden ar det norska kraftomsetningssystemet under omlegging, der man tar sikte på å utvikle markadsbasart kraftomsetning. Til nå har norsk kraftomsetning vaert pragat av politisk administrert prissetting, vertikala bindinger og langsiktige fasthaftkontrakter. For å få det rent vannkraft- baserte systemet til å balansera, har tilfeldigkraftbarsen spilt en viktig rolla. Borsen fungerar imidlertid som et produsentsamarbeid, og ettersporsalssiden i systemet har vart svakt representert.

Forslagat til markadsbasart kraftomsetning skisserar en losning der man skiller bersfunksjonan og nattdriftan fra hvarandra. Konkret innebzerer detta at nettet skilles ut som eget salskap, og kraftomsatningan organiseras via et futures- og at spot-marked som i prinsippet er åpen for alla interessarte aktorar. Dette vil bryta ned den tradisjonalla oppdelingen av fastkraft og tilfeldiglcraft, og kan få konsekvenser for verdisettingen av kraft på marginen. I det gamla systemet har prisen til sluttforbruker stort sett ligget fast og vaert uavhengig av om man hadde en knapphets— eller overflodssituasjon i produksjonen. En konsekvens av dette er at tilbudet av tilfeldigkraR i overskuddssituasjoner kan ha vaert storre enn det ville vart dersom prisen i markedet for sluttforbruk hadde kunnat tilpasses lettere. Detta kan alternativt ses som en kryssubsidiering mellom innenlandske brukare og utlandet, til fordel for utlandet.

Hvordan utanlandsomsetningan skal organiseras i det framtidiga systemet, er et spersmål som for tiden er under utredning, og det er for tidlig å si noe sikkert om utfallet av disse vurderingane. På den ena sidan kan det argumentares for at det fra norsk sida vil were hansiktsmessig at et monopol ivaretar norske interessar i den kortsiktiga utvekslingen, dersom kraftut-

Tennbakk Noen aktuella problemstillinger for svensk krattforsyning

vekslingen i Norden fremdeles skal folge de samma retningslinjer som for. Et spersmål som det skal tas stilling til i denna sammanhangen, er om det ar hensiktsmessig av hensyn til den innenlandske omsatningen at en stor produsent (Statkraft) har enerett på utenlandshandelan. Et alternativ er å overlate denna funksjonen til at samarbeidsorgan, a la den nåvaarenda Samkjoringan av kraftverkene i Norge. På den annan sida kan det tankas at det vil vaere hensiktsmessig å la utenlandske salskapar få direkte adgang til de norska kraftmarkedana, for å få et stort nok markadsomfang. Det må da avklaras hvilke vilkår som skal sattes for at slik adgang skal gis.

Som sagt har man i de senare år stort sett utelukkande utvekslet tilfeldig- kraft overfor Sverige. Et spersmål under utredning, ar å utvide adgangan for ankeltprodusenter til å tagna langsiktige kontn'akter overfor utlandet. Statkrafts magasin (Fossekallan, 1990), malder at det den 21. september 1990 ble inngått en langsiktig avtala mellom det norska Statkraft og Vattenfall om salg av norsk kraft. Avtalen innabwrer at Vattenfall skal kjope 2,4 TWh pr. år fra 1995 til år 2000. Detta visar at det for Vattenfall kan vaere interessant å dekke en del av produksjonsbortfallet av kjemekraft vad hjelp av import. Detta burde også kunna .elde for andra produsenter i Sverige. Samtidig er Norge i dag i en situasjon med overkapasitet, en overskuddssitua- sjon som forventes å bestå til at godt stykka ut på 90-tallet.' Det bor i dagens situasjon darfor vaere interessant for mange norske produksjonsverk å vurdere mer langsiktige lavaringsavtaler til Sverige.

' Det er vanskalig & anslå hvor lenge denna overskuddssituasjon vil holde sag. I at 100% vannkraftbasert system vil klimaforholdene vara av spesialt stor betydning. Det er dessuten usikkart i hvilken grad de beregningsmåter for kraltbehov som ble benyttat under det gamla systemet, vil ha gyldighet i det nya systemet.

Tennbakk Noen aktuelle problemsu'llinger for svensk kraftforsyning

5. Framtiden for svensk kraftintensiv industri. Forholdet til EF.

I forbindelsa med kjarnekraftavviklingen forventer man at grensekostnadene

kommer til å stiga i svensk kraftproduksjon. Dette medferer også akta .en- nomsnittskostnader.

"För närvarande ligger råkraftprisama för el på knappt 18 öre per kWh, vilket motsvarar genomsnittskostnaden i dagens system. Enligt utrednin- gens bedömningar kommar genomsnittskostnaden att ligga kring 21 - 23 öre per kWh under perioden 2000 - 2010. Den långsiktiga marginalkost- naden, dvs. kostnaden för ny kraft, ligger då på nivån 27 - 28 öre lkWh. Det bör understrykas att dessa kalkyler år av översiktlig art. De förväntade kostnadshöjningarna kommer att leda till prishöjningar på el. En central fråga (...) är hur elprisnivån kommer att påvärkas." (SOU, 1990, s. 377.)

Bekymringen for prisutviklingen knytter sag ferst og framst til framtiden til svensk kraftintensiv industri, man prisokningena vil selvsagt også påvirke prisene til alminnelig forsyning. Med hoyere elpriser vil (alt annet like) varar som benytter kraft som innsatsfaktor i produksjonen, få sin konkurransasitua- sjon forverret i forhold til utlandet, og i forhold til substitutter som benytter kraft i mindre grad. En del av detta kan oppveias giannom å substituera kraft for andra innsatsfaktorer, furst og framst andra energibaarere. Konvansjonall innsikt tilsier imidlertid at hoyara kraftkostnader vil fore til redusart eksport og/ellar ekt import av dissa varene. For enkelte varers vedkommende kan innenlandsk produksjon helt og holdent bli ulonnsom. Dette avhanger av kostnadsforholdane i an.eldanda industri, tilbudssitua- sjonen på vardensmarkadet og utviklingen i energiprisene i konkurrent- landene.

La oss ferst se naermere på en del forhold som vil ha betydning for kost— nadsutviklingen for konkurrerande industri i EF-landena og Norge.

Tennbskk Noen aktuelle problemstillinger for svensk kraftforsyning

5.1 Kostnadsutvikling i EF.

Når det .elder de tekniska vilkår, er det lite som tyder på at utbygging av ny kapasitet i Sverige ar dyrare enn utbygging av ny kapasitet i EF-landana, gitt at man har tilgang på de samma teknologier.

"På längre sikt väntas elproduktionskostnaderna för nya anläggningar i flertalet industrialiserada konkurrentländer ungefär motsvara varandra. Till denna utveckling bidrar bl.a. en förväntad internationell utjämning av allt mer restriktiva regler när det gäller elproduktionens säkerhet och miljöpåverkan. (...) Utredningen har vidare funnit att många av de förmånliga specialavtal, som utländsk industri av olika historiskt betingade skäl nu har, under det närmaste decenniet kommer att löpa ut." (SOU, 1990, s. 291-292.)

Et mulig unntak er kjerneln'aftutbygging. Dette vil i forsta rakka.e1da Frankrike, som vel er det eneste land av betydning som har hatt okonomisk suksess mht. kjernekraften. Frankrike har imidlertid ovarkapasitet i dagens situasjon, og vil nappa bygga ut kjernekraftanlagg i stor skala med det forsta. Hari ligger noe av dilemmaet for svensk kraftforsyning. Til tross for at utbyggingskostnadene vil vaere noenlunde de samma i EF som i Sverige, innebaarer overskuddssituasjonen i Europa at behovet for utbygging av ny kapasitet ligger noe langar fram i tid for deres vedkommende.

Et forhold som kan få betydning for kostnadsutviklingen i europeisk kraft- forsyning, er utviklingen i miljolovgivningen. EL 90 slår fast at de endringer som er forventet her, vil få storre konsekvenser for kostnadsutviklingen i svensk kraftforsyning enn kjamekraftavviklingen i seg selv (SOU, 1990). Hvorvidt og i hvilken grad detta vil påvirke svenska bedrifters konkurranse- situasjon overfor f.eks. EF, avhenger av om man vil legge seg på den samma miljopolitikk i EF.

For tiden er man i EF inne i en omfattande prosess for å skapa et mer integrert indre marked.lo Detta innebaarer harmonisering av en rakka forhold som til nå har skapt konkurransahindringer og kostnadsforskjeller mellom

" En grundigere giannomgang av for-elsgene til integrering av kraRmarkedane i EF, finnes i Tanubakk (1990).

Tennbakk Noen aktuelle problemstillinger for svensk knftfonynlng

landene. I forbindelsa med denna integrasjonsprosessen, er også organi- seringen av kraftomsatningan etterhvart blitt satt på dagsorden. Avhangig av hvor langt denna prosassen blir fort, kan detta madfore endringer i kostnadsforholdene for stora delar av den kraftintensiva industrien, f.eks. ved at overskuddssituasjonen i Frankrike kan komma hele fellasskapet til goda.

I 1988 la EF—kommisjonan frem tre direktivforslag (EF-kommisjonen, 1989):

1. Man går inn for å innfore transittratt i integrerte hayspentnett for å framme utveksling og liberalisering av handalen. Transittretten skal e.lde for salskapar som selv kan yta den samma tjenesten, dvs. i praksis integrerte produksjons- og nettsalskap.

2. To arbeidsgrupper skal kartlegga problemer og muligheter vad innforing av allmenn overforingsratt i hoyspentnettet (common carriaga), slik at storre industribedrifter og lokale distribusjonsselskap får adgang til å kjope transporttjanaster på ikke-diskriminerande vilkår.

3. F.ö.m. 1. januar- 1990 skal nyinvesteringar i kraftverk og over- foringsnatt innrapporteras for Kommisjonan. Utbygginger skal

bagrunnes, og Kommisjonan har innsigelsesrett.

Direktivforslagene ble behandlat på enargiministrenes Rådsmote 30. oktober 1989. Har var det batydalig motstånd mot förslaget om horing av inve— steringsplaner. Kommisjonan fikk tilslutning til förslaget om innforing av transittrett, men de flesta dalegasjonene tok avstand fra at dette skal ses som et forsta skritt i retning av et liberalisert elmarked med allmenn overforingsratt (DEF, 1989). Detta er likevel et sporsmål det arbeides vidare med, og sista ord er på langt naar sagt i denna saken.

Etter min mening er den storsta svakheten vad de föreliggande forslagena at de ikke reelt tar sikte på å bryte opp monopolstrukturen og de starka vertikala bindingene i neringen. Dette innabaarer at det mesta man kan håpe på å oppnå, ar okt utveksling over landegrensene. Adgangan til å inngå transittavtaler ar f.eks. allerede til stede i systemet. Den eneste förändringen

Tennbakk Noen aktuelle problemstillinger for svensk kraftforsyning

at vedtak om transittratt innebaarar, er at man har anledning til å rette en klaga til kommisjonen dersom man ikke lykkes i å komme til enighet .ennom et års förhandlingar. Fremdeles vil attersporselssidan vaere svakt representert i systemet, slik at det vil vaare usikkert i hvilken grad detta vil slå ut i lavere priser til sluttbrukere.

EF-kommisjonen har også utarbaidet et forslag om storre åpenhet omkring priser på elektrisitet og naturgass levert til industrien (Scan-Energy, 1989). I motsetning til leveranser til förbrukare innen alminnelig forsyning, der prisene ar fastlagte i offentlig til.engeliga tariffer, forhandles prisene til storre industrikunder individuelt. Hovadhensikten med prisåpenhaten ar å gi store brukare informasjon om prisene i andra regioner. Meningen er at detta skal framme konkurransa ved at selskapene dels får bedre grunnlag for å forhandla seg frem til bedre avtalar med sina nåvearende leverandorer, dels til å skaffe seg billigare leveranser fra andra. I praksis går förslaget ut på at utvalgta kraftverk/samkjoringsorganisasjoner skal rapportera representativa priser og vilkår for at sett av kategorier av storkunder. Kontrakter skal imidlertid fremdales forhandles bilateralt, og vilkårane i spesifikke kontrakter skal vaere hemmalige. Så lenge disse storkundene ikke har adgang til transitt, og dermed ikke anledning til å velge hvilken produsent de vil handla med, vil detta ikke skapa okt direkte konkurransa. I prinsippet kan derfor eventuelle prisforskjaller opprettholdes.

Slik prisinformasjon kan imidlertid gi kunder og nasjonale og ovemasjonale raguleringsmyndighater en målestokk å evaluera forhandlingsutfall mot. På den annan sida kan slik informasjon brukas av aktorene i naaringen med det motsatta förmål, nemlig som grunnlag for stilltiende samarbeid for å opprettholde et hoyt prisnivå)l Det er dermed usikkert i hvilken grad detta vil bidra til at lavere prisnivå på elektrisk kraft i EF.

u

Dette er f.eks. diskutert i Tirole (1988).

Tennbakk Noen aktuelle problemstillinger for svensk kraftforsyning

5.2 Prisutvikling for kraftintensiv industri i Norge.

Den kraftintensive industrien har tradisjonelt vaert starkt subsidiert i Norge. Etableringen av et markadsbasart kraftomsatningssystem for å bedre effektiviteten i utnyttelsan av norsk kraft, bor medföra at kraftintensive industribedrifter blir likestilt med andra aktorer i markedet, både når det .elder kjop og salg av kraft. For de badriftene som kjoper kraft på de eldste kontraktene, der prisene ar meget gunstige og i liten grad har fulgt kostnadsutviklingen, vil detta utvilsomt måtte innabaere hoyere laaftpriser. For bedrifter på nyare kontrakter er virkningena mer usikre. Prisnivået på de nyaste kontraktene har dels ligget så hoyt at bedrifter har vaart uvilliga til å gå inn på disse kontraktene. Spesialt har bedrifter med så hoy egenproduksjon at de har hatt adgang til tilfeldigkraftmarkedet, i den rådande overskuddssituasjonen i storre grad valgt å dekke sitt kraftbehov her. Med en friare prisdannelsa på kraft, er det vanskalig å anslå om kraftkostnadane vil komme til å stiga eller synka jevnt over, i forhold til det gamla systemet.

En del av de aksisterende kontraktene har svart lang lopetid, og utloper ikke for etter årtusenskiftet. Det er et forelopig uavklart sporsmål hvordan dissa skal behandlas i forhold til det nya systemet, og hvilka overgangs- ordninger som eventuelt vil bli ivarksatt.

5.3 EF's konkurransepolitikk.

Et moment som kan satte begrensninger for Sveriges valgmuligheter mht. stotte til den kraftintensive industz'ian, ar EF's konkurransepolitikk. Siden en stor andel av produksjonen fra svensk kraftintensiv industri avsattes innenfor EF eller i konkurransa med tilsvarende produksjon fra EF, ar det viktig å utforma prispolitikkan slik at dan ikke gir grunnlag for sanksjoner fra EF's sida. Frihandelsavtalen mellom Sverige og EF inneholder dessuten regler som ligger naert opp til de som gjelder innenfor EF.

EF's grunnreglar mht. statsstotta finner man i artiklene 92, 93 og 94 i Roma-

Tennbakk Noon aktuelle problemstillinger for svensk krahforsyning

traktaten, som laggar grunnlagat for fallesskapet." Artikkel 92 forbyr statliga stonadsordninger som vanskaliuor eller truer med å vanskaliggjora konkur— ransen, gjennom å tilgodase vissa foretak eller viss produksjon, dersom de påvirker handelen mellom EF-land. Forbudet er begrenset til forataks- eller bransjaspesifikka tiltak. Allmenne, generelt til.engeliga stonadsordninger omfattas ikke. Reglane omfattar ikke stotte som ikke påvirker handelen innen fallesskapet.

EF—reglene angir videre hvilke typer stotte som er tillatta, eller som kan tillates etter godkjenning av kommisjonen. 'Iil den siste kategorien horer bl.a. regional stotte og stotte til prosjekt man menar er av interesse for hele fellesskapet, eller som har til hensikt å rette på alvorlige forstyrrelser i et medlemslands okonomi.

Avhengig av hvordan man tolkar regelverket, vil man kunna få mindre proble- mer med EF dersom det er de generella kraftkostnadena som holdes nade (eller subsidieres), f.eks. .ennom at grunnrenten delas ut til konsumentana .ennom tariffnivået, enn vad en direkte subsidiaring av kraftintensiv industri.

Jag kan ikke se noen grunn til at grunnrentebeskatning i seg selv skulle repransantere noe problem i forhold til EF. Som nevnt vil en effektiv grunn- rentebeskatning ikke skapa konkurransevridninger, og faller som sådan utanfor området til EF's konkurransaregler. En grunnrentebeskatning som skapar en konkurranseulempe för svensk industri, vil ikke vaere forenlig med EF's konkurransareglar, men det er lite trolig at EF-kommisjonen har noe onske om å gripa inn overfor en slik skattlegging så lenge Sverige ikke er medlem av EF.

5.4 Hvordan opprettholde svensk kraftintensiv industri?

I en situasjon der grensekostnaden for kraft stiger vil altså en samfunns-

" Fremstillingen er heatet fra SOU (1990), s. 250 og utöver.

Tennbakk Noen aktuelle problemstillingar for svensk kraftforsynlng

messig effektiv prissetting tilsi en stigning i kraftprisene. Detta skapar et dilemma i forhold til den kraftintensive industrian i Sverige. Så vidt jeg kan förstå, vurderar EL 90 to altamativar. Ett alternativ er å opprettholde prinsippet om grensekostnadsprising av kraften, og så subsidiere kraftintensiv industri direkta. Det andra altamativet er å prisa energian etter gian- nomsnittskostnad, slik at prisene på marginen ikke vil stiga i takt med grensekostnadane. Dette vil imidlertid forringe allokeringseffektiviteten i systemet, både på kort og lang sikt.

I tråd med diskusjonen under avsnitt 2, vil vi har slå fast at ut fra affektivitetshansyn bor man fastholda praksisen med å basera det variabla laddat i tarift'ene på kortsiktig grensekostnad. Å lagga seg på en prispolitikk som ikke stillar forbrukame overfor de reella kostnadene på marginen kan skapa store samfunnsmessige kostnader.

Som nevnt i diskusjonen av funksjonsmåtan til det svenska kraftmarkadet, later det til at det for Vattenfalls del er slik at grunnrenten delas ut til konsumentene .ennom tilpasning av fastleddet, slik at bedriften ikke tjener renprofitt. I dagens system later det ikke til å vara noen politikk for hvordan grunnrenten fördelas mellom ulike kategorier av förbrukare. I prinsippet kan man dela ut hela grunnrenten til storre industrikunder, ved at fastleddene i tariffen sankes for bara denna kundegruppen. Dette vil i så fall vara en indirekta subsidie. Samtidig beholder man en prissatting som på marginen stillar alla brukare overfor de riktiga samfunnsmessiga kostnader. Gitt reguleringsformen kan man dessuten tanke seg at tariffnivået holdes nade ved at Vattenfall frites for grunnrentebeskatning.

Hvordan detta vil slå ut for industrien, kommer an på elastisiteten i elettarsporselen for denna gruppen. Er ettersporselen svaart uelastisk, vil kvantumstilpasningen i produksjonen berores i liten grad, mans gjennom- snittskostnadene for kraft kan holdes nade. I SOU (1990) er det foratatt beregninger som visar at attersporselsalastisitetan på kort sikt er liten for kraftintensive industriprosesser.

Tennbskk Noen aktuelle problemstillinger for svensk kraftforsyning

Her ar det imidlertid at problem i forhold til de privata selskapene. I tråd med dagens reguleringsragima kan vel også prisreguleringsmekanismen benyttes mer aktivt i forhold til dissa (med utgangspunkt i Vattenfalls tariffer).

En annan ting å merke seg, er at argumentasjonen for å opprettholde svensk kraftintensiv industri dels går på at denna industrien er lokalisart i ellers naaringssvaka regioner. Et alternativ til å stotte kraftintensiv industri som sådan, kan derfor vaere å gå inn med generell stotte til naaringslivet i disse regionane. Dersom man i forsta rakka er opptatt av å opprettholde syssel- sattingen i disse regionane, og ikke har noen prafaranse for at arbeidsplassene skal finnes i ln'aftintensiv industri, ar detta en bedre losning. EF's konkur- ranseregler gir også rom for å satte inn generella stotteordninger i forhold til nzeringssvaka områder. Dette medforer at kraftintensiv industri i naarings— sterke regioner ikke får tilsvarende stotte, og at også andra naeringer enn kraftintensiv industri får tilsvarende stotte i de naeringssvaka regionane.

Tennbakk Noen aktuelle problemsdllinger for svensk kraftforsynlng

6. Oppsummering og konklusjoner

Gjennom diskusjonen av strukturen i svensk kraftforsyning, har vi pakt på at det på flera kritiska punkter synas å vara svake insentiver til kostnads- minimering. Jag har i detta notatet ikke vart opptatt av å tallfeste eventuelle affektivitetstap, men snarare å peka på hvilka forhold som er av betydning mht. en prinsipiall samfunnsokonomisk analyse av allokerings- effektiviteten i systemet. Ut fra dette er det grunn til å stilla sporsmålstegn vad en del sentrala forhold vad utformingen av systemet. Analysen gir imidlertid ikke grunnlag for å komma med forslag til konkreta reorgani- seringslosninger. Det er likevel grunn til å havde at det svenska systemet bor .oras gjenstand for en grundig .ennomgang mht. markedsorganisering og regulering, med sikte på å skapa klarare insentiver til effektivitet. I den forbindelsa burde det vara interessant å folge utviklingen i det norska systemet. Mer generelt kan det vtare på sin plass for de flesta nasjonale kraftnaeringer å fri.ora sag fra den tradisjonelle sjolforsyningstankagangan, for Sveriges og Norges del innebaerer dette at man undersokar mulighetene av at naermere nordisk samarbaid på detta faltet.

Sporsmålet om grunnrentebeskatning kan heller ikke frikobles fra de grunnlaggenda karakteristika vad kraftomsatningan. Gitt at Vattenfall driver effektivt, vil en ikke-vridande grunnrentaavgift trakke inn grunnrente fra konsumentene. Det samma .elder for andra offentliga produsenter som er rate-of-retum regulert, f.eks. .ennom krav til null profitt. For de privata selskapenes del vil avgiften trakke inn grunnrente fra produsentene. Avhengig av hvilken fordelingspolitikk man onskar, kan man i denna situasjonen argumentera for at avgiften burde diffarensieres mellom offentlige og privata produsenter.

Når det .elder sporsmålet om tariffutformingen, vil det opplagt vara fordalaktig å opprettholde prinsippet om at prisene på marginen skal tilsvare

Tennbakk Noen aktuelle problemstillinger for svensk kraRforsyning

korttids grensekostnad i produksjon og overforing. Dette medforer at man står overfor et dilemma i forhold til den kraftintensive industrians konkurran— sasituasjon når kraftprisana stiger. 'Hlpasningen til EF's konkurransaregler setter dessuten grenser for i hvilken grad og på hvilke måter myndighetene kan gå inn med direkte stotte til denna industrien. Som nevnt kan imidlertid en mer aktiv (indirekta) fordeling av grunnrenten, bidra til å dempe kostnadsokningen for industrien.

En alternativ losning på detta dilemmaet, og som er påpekt i akspert- uttalelsene til SOU (1990) (vedleggat), ar å skyte ut kjemakraftavviklingen. På sin partikongress i 1990 har da også Socialdemokratarna åpnat for en slik losning. Innan slutten av 90-årane regnar man med at konkurrentlandane også vil måtte bygga ut ny kapasitet. Det behovet for nyinvesteringar som kjemekraftavviklingen medforer, vil dermed falla sammen med nyinvesterings- bahov i andra land. En påbegynnalsa av kjernekraftavviklingen på et noe senere tidspunkt enn 1995, vil dermed ikke skapa den samma relativa konkurranseforverringen for Sveriges del.

En annan måte å dempe kostnadsutviklingen på (som ikke er vurdert av EL 90), er å oke importen fra Norge. Det synes å vara en premiss for EL 90's utredning (SOU, 1990) at bortfallet av kjemekraftkapasitet må erstattes av innenlandsk produksjon; dvs. okt kapasitet i andra teknologier, okt produk- tivitet i aksisterende anlegg, og storre effektivitet i förbrukat (enargi- okonomisaring). Okt kraftimport bor imidlertid vurderes som alternativ til f.eks. import av gass og olja som innsatsfaktorer i innenlandsk kraft- produksjon. Den nylig inngåtte avtalen mellom Vattenfall og Statkraft i Norge om fastkraftleveranser bazrar bud om at man i neringen, på begge sider av grensen, er bagynt å tenke i slike baner.

Tennbakk Noen aktuelle problemstillinger for svensk kraRforsyning

Litteratur:

Amundsen, E. S., C. Andersen og J. G. Sannarnes (1990): Grunnrentebeskatning i vannkra/iverk. SAF-rapport nr. 16/90. Senter for anvendt forskning, Bergen.

Bjorndalen, J., E. Hope, E. Tandberg og B. Tennbakk (1989): Markedsbasert kraftomsatning i Norge. SAF-rapport nr. 7/89. Senter for anvendt forskning, Bergen.

Cramer, H., M. Marchand og J.-F. Thisse (1989): "The Public Firm as an Instrument for Regulating an Oligopolistic Market." i Oxford Economic Papers 41 (1989), 283-301.

DEF (1989): Integration af EF's elsystemer. Og betydningen for NORDEL. Notat fra Danske Elvaerkers Forening, 23. november 1989.

De Fraja, G. og F. Delbono (1989): "Alternativa Strategies of a Public Enterprise in Oligopoly." I Oxford Eco- nomic Papers 41 (1989), 302-311.

EF-kommisjonen (1989): Storre udueksling av elektricitet indenfor fwllesskabet. Com(89) 336, Commission of the European Communities, Brussels.

Fossekallen (1990): "Dumpingprisenes tid er forbi." I Fossekallen 10/90, Statkraft, Oslo.

Hammond, C. H. (1986): "An overview of Electric Utility Regulation." i Moorhousa (ed.) Electric Power. Deregulation and the Public Interest. Pasific Research Institute for Public Policy, San Francisco, California.

Hartman, T. og T. Lindblom (1988): Vattenkraftsskatt i Sverige. En analys med inriktning på kärnkraftsavveck-

lingen. Underlag for energiprognoser, September 1988. Statens Energiverk, Stockholm.

Helm, D. og F. McGowan (1987): Electricity Supply in Europe: Lessons for the UK. Working Paper no. 87/10, The Institute for Fiscal Studies, London.

Tennbakk Noen akmelle pmblemndllinger for svensk Manning

Hjalmarsson, L. (1990): Stamnåtet i en avreglerad elmarknad: Uppgifter och prissättning. Notat av juni 1990, reviderad version.

Hjalmarsson, L. og A. Veiderpass (1988): The Swedish Electricity Market. A Survey of Market Behaviour and Mode of Functioning. The Department of Economics, University of Gothenburg, Sweden.

Hope, E. og S. Tuffe (1984): Markeder for norsk kra/iomsetning: En analyse av Statskraftverkenes mar- kedsstrategiske tilpasning i omsetningen av tilfeldigkraft. SAF-rapport nr. 6/84. Senter for anvendt forskning, Bergen.

Scan-Energy (1989):

"EF fraemsetter forslag om prisgennemsigtighed for elektricitet og naturgas." i Scan-Energy, 89/12.

SOU (1990): Den elintensiva industrin under kärnkraftsawecklingen. Betänkande från EL 90. Statens offentliga utredningar 1990:21. Miljö- och energideparte- mentet, Stockholm.

Tandberg, E. og B. Tennbakk (1989): Kra/iomsetningssystemene i Sverige, Storbritannia, New Zealand og USA. SAF—arbeidsnotat nr. 13/89. Senter for anvendt forskning, Bergen.

Tennbakk, B. (1990): Europeisk kraftutveksling etter 1992. SAF-rapport nr. 7/90. Senter for anvendt forskning, Bergen.

Tirole, J. (1988):

The Theory of Industrial Organization. MIT Press, Cambridge, Massa- chusetts; London, England.

Tennbakk Noen aktuelle problemstillinger for svensk kraftforsyning

Vedlegg: Vattenfalls hoyspenttariffer.

Normaltariffer:

Vattenfalls normaltari/f for hoyspentleueranser består av folgende tariffele- ment:

En fast av ' som er fastsatt i kroner pr. år, og som avspeiler kostnader

som er uavhengige av konsumentens forbruk (måling, debitering, kunde- tjenester, etc.).

En årlig abonnementsavglå' som beregnes i kroner pr. kW, og som skal dekke den delen av eH'ektkostnaden som tilsvarer den lokale effektavhengige nett/cost- naden.

En hgybelastningsavgiå' som også er fastsatt i kroner pr. kW. Den skal dekke effektkostnaden i produksjonen og i det sentrale nettet. Den tas ut i

de fem månedene og i den delen av dognet som pga. eä'ektsituasjonen antas å kreve en hoyere avgiit (dvs. hverdager kl. 06 - 22 i november - mars). Debiteringsgrunnlaget er for storre kunder middelverdien av de tre hoyeste effektverdiene (pr. time) fra bestemte ("skilda") dager i en måned.

Et utgangspunkt for effektavgiften i hoyspenningstariifen, er den langsiktige marginalkostnaden for effekt i produksjons— og nettutbygging.

En energiavä som er fastsatt i ore pr. kWh og skal dekke produksjonskost- naden for den leverte kranen, dvs. den kortsiktige marginalkostnaden samt overforingstap. Energiavgiften varierer derfor med forbruket, men avgiften pr. kWh varierer også mellom årstider og over uken. Avgiften for en kWh er hoyest på hverdager kl. 06 - 22 i november til mars, og lavest om nettene og i helgene i mai til august.

Tennbakk Noen aktuelle problemstillinger for svensk anor-yning

PLUS-tariffen: I tillegg til normaltariffen, har Vattenfalls storre hoyspentkunder anledning til å velge den såkalte PLUS-tariffen. Den skiller seg ferst og fremst fra normaltariffen ved at heybelastningsavgiiten baseres på eB'ektuttaket på de dagene da elsystemet er hoyt belastat. For hver hoybelastningsdag varsles kunden senest kl. 14 dagen for. Middelverdien av de hoyeste middeleä'ektene (kl. 06 — 22) på de varslede dagene er avgingrunnlag. Varsel kan skje for minst 4 og maks 40 dager i året. Hoybelastningsavg'iiten er 3 % lavere enn for tilsvarende normaltariff, mens kunden må ut med en hoyere fast avgift pr. år. Dette innebaarer at en kunde som har gode muligheter til å redusere effektforbruket på de varslede dagene kan få reduserte kostnader.

- ' », .. tt _,Å , A

_ . , > .H., vi; . . , . , av '.t _, ...-.

_ _ .- ,, FHM. .,

:. : .nu " " ' "n m'l' ”l.. t't [... r .'r-l_' 1 ull-I ' l”,- |" __ | * .-",-' J. :- _ ** 1',' 33 C.J. . ". . Wm.-.. ' , ' t..-L. ,! .

SOU 1991:8

Fastighetsvärden och lägesräntor

Denna bilaga syftar primärt till att ge en översiktlig och kortfattad matematisk illustration dels av relationen mellan fastighetsvärden och lägesräntor, dels av relationen mellan en direkt skatt på lägesräntor och en skatt på fastighetsvärde (markvärde). Årliga Överskott antas bestå av normalavkastning och lägesränta. Marknadsvärden på tillgångar, som förväntat nuvärde av framtida överskott, delas analogt upp i bygg— nadsvärde och markvärdel.

Definitioner:

byggnadsvärde

markvärde (= B + M) marknadsvärde normalavkastning (på investeringen i kronor) lägesränta (= b + y) årligt överskott

diskonteringsfaktor (avkastningskrav)

Oaxaca-Jaaa

Per definition utgörs marknadsvärdet av nuvärdet av de årliga överskotten, vilket innebär att

(1) B+M=p.3£=£,1 6 6 6

Avkastningskravet på realkapitalinvesteringen B (och motsvarande tillgångar) definierar normalavkastningen, dvs

(2) b= f(B,6) =5 B

uttryckt med B i vänsterledet ges relationen

_k (3) 3-6

1 Se även Stefan Lundgrens underlagsrapport.

286 Bilaga 3 SOU 1991:8 Lägesränta definieras av att x > b, dvs

(4) x=b+y däry>0 Renodlad skatt på lägesränta ger skattebeloppet

(5) t.I = a y där 0: är skattesats

På basis av (1) och (5) blir anläggningens marknadsvärde vid be- skattning (givet att skatten ej påverkar intäkterna)

x-ay

(6) P: 6

En skatt på fastighetsvärdet utgår med 1 procent på markvärdet M. Vi har då att

(7) t2 =1'M

Anläggningens marknadsvärde blir här (givet att skatten ej påverkar intätkerna)

x—r-M

(8) P: 6

För samma skattebelopp i de båda beskattningsalternativen (dvs t, = t,) ges av (5) och (7) att

(9) ay = t-M

Utifrån definitionen att M = y/6 ges att

(10) ': = öa

som uttrycker kopplingen mellan markvärdeskatt och skatt på lägesränta.

Anläggningars försäljningsvärden och deras avkastningsvärden

Det är väsentligt att skilja på anläggningars försäljningsvärden (marknadsvärden) och deras avkastningsvärden.

En anläggnings avkastningsvärde kan definieras som dess förmåga att generera överskott i förhållande till realkapitalinsatsen. Detta kan uttryckas som

£.”? B B

(11) r =

i frånvaro av lägesränta (y = 0) är r = 6 , dvs normalavkastning. I nuvärde kan avkastningsvärdet, som varande oberoende av överskottets fördelning på ägare och skatt, uttryckas som

(12) P=B+M=£=Ä+l & ö &

Anläggningens försäljningsvärde eller marknadsvärde är emellertid för köparen beroende av överskottets fördelning. Ju större del av över— skottet som avgår i skatt, desto mindre del kan en köpare tillgodoräkna sig. Den årliga lägesräntan kan tecknas som

(13)y=y'+t

där y' är ägarens årliga lägesränta och t är skatten. Marknadsvärdet kan tecknas som

1 (14) p=B+Ml=__t=Ä+_Y_ Ö 6

x— 6

där M' är ägarens årliga lägesränta i nuvärde.

Skatten baseras på anläggningens avkastningsvärde. Ju större del av lägesräntan (markvärdet) som beskattas, desto mindre blir ägarens del och följaktligen anläggningens försäljningsvärde. I extremfallet då

t = y (eller uttryckt som att t = 6 M) går hela lägesräntan i skatt och anläggningens försäljningsvärde likställs med anläggningens real- kapitalvärde (byggnadsvärde).

Statens offentliga utredningar 1991

Kronologisk förteckning

Flykting- och immigrationspolitiken. A. Finansiell tillsyn. Fi. Statens roll vid främjande av export. UD. Miljölagstiftningen i framtiden. M. Miljölagstiftningen i framtiden. Bilagedel. Sekretariatets kartläggning och analys. M. Utvärdering av SBU. Statens Beredning för Ut- värdering av medicinsk metodik. S.

7. Sportslig och ekonomisk utveckling inom trav- och galoppsporten. Fi.

8. Beskattning av kraftföretag. Fi.

Views-?.—

Statens offentliga utredningar 1991

Systematisk förteckning

Utrikesdepartementet Statens roll vid främjande av export. [3]

Socialdepartementet

Utvärdering av SBU. Statens Beredning för Ut- värdering av medicinsk metodik. [6]

Finansdepartementet

Finansiell tillsyn. [2] Sportslig och ekonomisk utveckling inom trav— och galoppsporten. [7] Beskattning av kraftföretag. [8]

Arbetsmarknadsdepartementet Flykting- och immigrationspolitiken. [1]

Mil jödepartementet Miljölagstiftningen i framtiden. [4] Miljölagstiftningen i framtiden. Bilagedel. Sekretariatets kartläggning och analys. [5]